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CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE CNPJ Nº 00.357.038/0001-16

EMPRESA DO SISTEMA ELETROBRAS

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS DO EXERCÍCIO SOCIAL FINDO EM 31.12.2017

1 – BALANÇOS PATRIMONIAIS REGULATÓRIOS

2 – DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS REGULATÓRIOS

3 – DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTES REGULATÓRIOS

4 – DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO - REGULATÓRIO

5 – DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA REGULATÓRIO

6 – NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO

7 – RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Valores expressos em milhares de reais,exceto quando indicado de outra forma

CNPJ nº 00.357.038/0001-16

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS 2017 50

BALANÇOS PATRIMONIAIS REGULATÓRIOS

As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias.

A T I V O Notas 31/12/2017 31/12/2016

CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa 6 19.908 8.992 Consumidores 7 118.657 96.413 Concessionárias e Permissionárias 7 564.749 965.076 Serviços em Curso 8 43.255 118.982 Tributos Compensáveis 9 341.837 246.540 Almoxarifado Operacional 123.190 117.835 Investimentos Temporários 10 793.378 277.086 Despesas Pagas Antecipadamente 38.595 33.211 Instrumentos Financeiros Derivativos 11 209.327 127.808 Créditos junto à Ceron 12 231.736 189.762 Outros Ativos Circulantes 13 112.873 153.476

2.597.505 2.335.181

NÃO CIRCULANTE REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Tributos Compensáveis 9 33.904 36.563 Depósitos Judiciais e Cauções 14 415.979 449.997 Investimentos Temporários 10 87 258 Tributos Diferidos 9 1.571.207 1.542.250 Bens e Direitos para Uso Futuro 15 72.573 72.573 Despesas Pagas Antecipadamente 28.995 25.280 Instrumentos Financeiros Derivativos 11 216.904 100.965 Créditos junto à Ceron 12 2.239.024 2.029.303 Outros Ativos Não Circulantes 13 392.874 272.450 Bens e Atividades Não Vinculadas à Concessão do SPEE 16 4.856.949 4.051.895

9.828.496 8.581.534

IMOBILIZAD0 17 13.745.019 14.221.494 INTANGÍVEL 18 482.937 514.597

24.056.452 23.317.625

TOTAL 26.653.957 25.652.806


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BALANÇOS PATRIMONIAIS REGULATÓRIOS (continuação)


PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDONotas 31/12/2017 31/12/2016

CIRCULANTE Fornecedores 19 553.696 547.870 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 20 932.336 956.829 Obrigações Sociais e Trabalhistas 21 303.011 339.681 Benefício Pós-Emprego 27 7.138 8.353 Tributos 22 123.541 125.209 Dividendos Declarados 23 1.106.363 973 Encargos Setoriais 24 308.118 299.617 Instrumentos Financeiros Derivativos 11 291 332 Provisão Operacional 25 - - Adiantamento de Consumidores 26 78.891 60.504 Obrigações com a Controladora 23 477.555 264.948 Obrigações pela Aquisição de Ativos e Participação - 69.740 Convênios 28.2 10.443 81.283 Contratos onerosos 35.3 12.048 14.245 Outros Passivos Circulantes 28 361.419 444.873

4.274.850 3.214.457

NÃO CIRCULANTE Fornecedores 19 - 168.867 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 20 4.068.429 4.364.698 Obrigações Sociais e Trabalhistas 21 25.409 7.162 Benefício Pós-Emprego 27 31.186 16.303 Provisão para Litígios 25 925.007 810.087 Tributos 22 - 135.016 Instrumentos Financeiros Derivativos 11 39.594 43.685 Adiantamento de Consumidores 26 519.391 592.215 Obrigações com a Controladora 23 1.373.681 1.456.977 Contratos onerosos 35 289.074 376.700 Outros Passivos Não Circulantes 28 1.312.128 797.167 Obrigações Vinculadas à Concessão do SPEE 29 355.324 358.151

8.939.223 9.127.028

TOTAL DO PASSIVO 13.214.073 12.341.485

PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital Social 30 11.576.263 11.576.263 Outros Resultados Abrangentes 30 1.045.464 1.100.272 Reservas de Lucros 30 4.351.136 3.542.916 Lucros ou Prejuízos Acumulados (3.532.979) (2.908.130)

13.439.884 13.311.321

TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 26.653.957 25.652.806


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DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS REGULATÓRIOS DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016


Notas 31/12/2017 31/12/2016

Receita Operacional Fornecimento de Energia Elétrica 31 1.320.873 1.120.330 Suprimento de Energia Elétrica 31 3.022.541 3.023.036 Energia Elétrica de Curto Prazo 31 701.621 385.152 Disponibilização do Sistema de Transmissão 31 1.437.639 835.333 Outras Receitas 162.776 145.950

6.645.450 5.509.801 Tributos ICMS (5.736) (6.821) PIS-PASEP (95.215) (80.863) Cofins (439.048) (375.640)

(539.999) (463.324) Encargos - Parcela "A" Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (52.228) (42.316) Reserva Global de Reversão - RGR (153.584) (128.745) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH (147.655) (170.518) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE (20.889) (16.878) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (64.713) (40.617) Outros Encargos (Proinfa) (98.063) (105.333)

(537.132) (504.407)

Deduções da Receita (1.077.131) (967.731)

Receita Líquida 5.568.319 4.542.070

Custos Não Gerenciáveis - Parcela "A" Energia Elétrica Comprada para Revenda 32 (550.969) (182.469) Encargo de Transmissão, Conexão e Distribuição (560.730) (523.686) Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia Elétrica - (3.717)

(1.111.699) (709.872)

Resultado Antes dos Custos Gerenciáveis 4.456.620 3.832.198

Custos Gerenciáveis - Parcela "B" Pessoal e Administradores 33 (1.605.708) (1.346.171) Material (29.031) (31.211) Serviços de Terceiros (253.126) (299.622) Arrendamento e Aluguéis (150.219) (142.163) Seguros (57.933) (84.966) Doações, Contribuições e Subvenções (1.785) (15.945) Provisões Operacionais 34 (805.401) (380.171) Provisão para Redução ao Valor Recuperável 35 509.909 (1.126.648) Perdas na Alienação e Desativação de Bens e Direitos (988) (77) (-) Recuperação de Despesas 60.996 96.367 Tributos (7.421) (8.461) Depreciação e Amortização (831.691) (619.973) Gastos Diversos (105.272) (79.542)

Outras Receitas (Despesas) Operacionais 169.399 177.995 (3.108.271) (3.860.588)

Resultado da Atividade 1.348.349 (28.390) Equivalência Patrimonial 70.705 156.958

Resultado Financeiro Despesas Financeiras 36 (969.514) (877.691) Receitas Financeiras 36 715.131 899.304

(254.383) 21.613

Resultado Antes dos Impostos Sobre o Lucro 1.164.671 150.181 Despesa com Impostos sobre o Lucro 37 77.767 556.000

Resultado Líquido do Exercício 1.242.438 706.181

Atribuível Aos:Acionistas Controladores 1.235.977 702.509 Acionistas Não Controladores 6.461 3.672 Lucro Por AçãoBásico - Lucro do Exercício - Acionistas Detentores de Ações Ordinárias 8,072 4,588 Diluído - Lucro do Exercício - Acionistas Detentores de Ações Ordinárias 7,930 4,507


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DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTES REGULATÓRIOS DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016


31/12/2017 31/12/2016

RESULTADO DO EXERCÍCIO 1.242.438 706.181 Outros Resultados Abrangentes Reserva de Reavaliação (VNR/RBSE) 15.101 1.701.346 (-) Efeitos de Imposto de Renda e Contribuição Social (46.557) (578.458) Diferenças Atuariais (35.381) 5.348 (-) Efeitos de Imposto de Renda e Contribuição Social 12.029 (1.818) Outros Resultados Abrangentes do Exercício, Liquidos de Impostos (54.808) 1.126.418

Total de Resultados Abrangentes do Exercício, Liquidos de Impostos 1.187.630 1.832.599

Atribuível A: Acionistas Controladores 1.181.454 1.823.069 Acionistas Não Controladores 6.176 9.530

Valores expressos em milhares de reais,exceto quando indicado de outra forma CNPJ nº 00.357.038/0001-16

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS 2017 ‘ 54

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO REGULATÓRIO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016


Saldo em 31 de Dezembro de 2015 11.576.263 394.354 30.210 (404.592) (26.146) 11.570.089 Reversão de Reservas - (40.279) - - - (40.279) Dividendos Adicionais Declarados - - (30.210) - - (30.210) Reserva de Reavaliação (VNR/RBSE) - - - - 1.122.888 1.122.888 Ajuste Incorporação de Investida - - - (20.878) - (20.878) Diferenças Atuariais - - - - 3.530 3.530 Lucro Líquido (Prejuízo) do Exercício - - - 706.181 - 706.181 Destinação Proposta à A.G.O.: - Incentivos Fiscais - 182.831 - (182.831) - - Reserva Legal - 159.442 - (159.442) - - Dividendos Declarados - 711.642 - (711.642) - - Dividendos Adicionais - 2.134.926 - (2.134.926) - -

Reserva para Investimentos - - - - - Saldo em 31 de Dezembro de 2016 11.576.263 3.542.916 - (2.908.130) 1.100.272 13.311.321 Reversão de Reserva para Investimentos - - - Dividendos Adicionais Declarados - - - Reserva de Reavaliação (VNR/RBSE) - 46.560 (31.457) 15.103 Ajuste Incorporação de Investida - - - Diferenças Atuariais - (23.351) (23.351) Lucro Líquido do Exercício - 1.242.438 - 1.242.438 Destinação Proposta à A.G.O.: - Incentivos Fiscais - 95.692 (95.692) - - Reserva Legal - 242.216 (242.216) - - Dividendos Propostos (393.985) (393.985)

Reserva Especial Dividendos não Distribuídos - (711.642) - - (711.642) Reserva de Retenção de Lucros - 1.181.954 (1.181.954) - - Saldo em 31 de Dezembro de 2017 11.576.263 4.351.136 - (3.532.979) 1.045.464 13.439.884

Total Capital Social Reservas de Lucros

Proposta para Distribuição de

Dividendos

Lucros (Prejuízos) Acumulados

Outros Resultados Abrangentes


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DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA REGULATÓRIO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016

As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações contábeis regulatórias

31/12/2017 31/12/2016

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAISResultado do Exercício 1.242.438 706.181 Despesas (Receitas) que não afetam Caixa e Equivalentes de Caixa

Amortização 32.254 36.991 Depreciação 799.437 582.982 Equivalência Patrimonial (70.705) (156.958) Acréscimos moratórios em faturas de energia vendida (85.053) 5.677 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos (167.230) (621.849) Juros e Encargos 568.044 632.081 Variações Monetárias ativas (286.062) (543.722) Variações Monetárias passivas 191.053 201.788 Provisões para Créditos de Liquidação Duvidosa 142.927 395.404 Provisão para redução ao valor recuperável (509.909) 1.126.648 Provisões Operacionais 662.473 (15.233) Reserva de Reavaliação (VNR/RBSE) - 1.122.888 Plano de aposentadoria expecial - PAE 31.761 - Outros Resultados Abrangentes - Laudo Atuarial (23.351) 3.530 Baixa do Ativo Imobilizado e Intangivel 27.597 - Ganhos / Perdas com Instrumentos Financeiros (201.589) (218.714) Outros despesas (teceitas) financeiras 168.726 1.099

2.522.811 3.258.793

Redução (Aumento) de Ativos Consumidores / Concessionários 324.235 (274.673) Depósitos Vinculados a Litígios 34.019 23.138

Tributo Diferido (28.957) 580.277 Repasse do Fundo da Conta de Desenvolvimento Energético - 161.263 Tributos Compensáveis (92.638) (93.392) Outros (31.159) 92.802

205.500 489.415

Aumento (Redução) de Passivos Encargos Setoriais 8.501 5.839 Fornecedores (163.041) (200.351) Obrigações Pós-Emprego 13.668 (8.109) Salários e Encargos Sociais (18.423) 86.178

Provisões operacionais (29.828) (451.340) Provisão para litígios - (401.142)

Tributos e Contribuição Social 30.546 460.149 Outros (48.020) 98.494

(206.597) (410.282)

CAIXA GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 2.521.714 3.337.926

Empréstimos e Financiamentos Pagos (Encargos) (400.816) (346.909) Imposto de Renda e Contribuição Social Pagos (436.767) (539.616)

(837.583) (886.525)

CAIXA LÍQUIDO GERADO PELAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 1.684.131 2.451.401

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Investimentos (589.862) (742.216) Imobilizado/Intangivel (136.868) (2.746.474) Títulos e Valores Mobiliários Adquiridos (aplic. Financ.) (516.121) 787.830

CAIXA LÍQUIDO DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO (1.242.851) (2.700.860)

FLUXO DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Empréstimos e Financiamentos Obtidos 500.323 904.326 Empréstimos e Financiamentos Pagos (Principal) (930.687) (697.558)

CAIXA LÍQUIDO DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO (430.364) 206.768

VARIAÇÃO LÍQUIDA DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 10.916 (42.691)

DEMONSTRAÇÃO DA VARIAÇÃO DO CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA No início do exercício 8.992 51.683 No fim do exercício 19.908 8.992

10.916 (42.691)

CONTROLADORA


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NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016

NOTA 1 – INFORMAÇÕES GERAIS A Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte (“Companhia”) é uma sociedade de economia mista, de capital fechado, autorizada a funcionar pelo Decreto nº 72.548 de 30 de julho de 1973, como concessionária de serviços públicos de energia elétrica, controlada pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras. Sua sede está localizada em Brasília – DF, no SCN Quadra 06 – Conj. A – Blocos B e C, Entrada norte 2, Asa Norte, CEP: 70.716-901. Estatutariamente, a Companhia tem por objeto social principal, dentre outras atividades: a) realizar estudos, projetos, construção, operação e manutenção de usinas geradoras, subestações, linhas de transmissão e sistemas de telecomunicações associados, distribuição e comercialização de energia elétrica e de transmissão de dados, voz e imagens, podendo para tanto importar e exportar energia elétrica, bem como celebrar atos de comércio decorrentes dessas atividades; b) associar-se, com ou sem aporte de recursos, para constituição de consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle, que se destinem à exploração da geração ou transmissão de energia elétrica, sob o regime de concessão ou autorização, sendo tais atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). As operações da Companhia com geração de energia elétrica contam com 4 usinas hidrelétricas, com capacidade instalada de 8.860,05 MW (não auditado) e 8 usinas termelétricas, com capacidade de 521,82 MW(não auditado), perfazendo uma capacidade instalada de 9.381,87 MW(não auditado). A comercialização de energia elétrica ocorre por meio de contratos firmados com as concessionárias de distribuição, dos contratos de reserva de potência e fornecimento de energia elétrica, firmados com consumidores industriais, diretamente atendidos pela Companhia, de contratos oriundos de leilões de energia realizados pela CCEE e de leilões de compra e venda de energia elétrica, realizados por comercializadores ou consumidores livres. As eventuais diferenças entre a energia gerada e a vendida, na forma dos contratos descritos, são comercializadas por intermédio do mercado de curto prazo, no âmbito da CCEE. A transmissão de energia em corrente alternada é administrada pela Companhia por um sistema composto de 11.505,31 Km (não auditado) de linhas de transmissão e 56 subestações (não auditado) no SIN, 190,20 Km (não auditado) de linhas de transmissão e 1 subestação no sistema isolado, totalizando 11.695,51 km (não auditado) de linhas de transmissão e 57 subestações (não auditado). A Companhia possui Contratos de Concessão da Transmissão que asseguram o direito de receber Receita Anual Permitida (RAP). A Companhia detém participação societária em Sociedades de Propósitos Específicos de geração e de transmissão de energia elétrica.


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NOTA 2 – CONCESSÕES DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA A Companhia e suas investidas detêm as seguintes concessões e autorizações do Serviço Público de Energia Elétrica junto ao Poder Concedente: 2.1. Eletronorte 2.1.1. Usinas Hidrelétricas:

Os dados de potência instalada (MW) não formam auditados.

2.1.2. Usinas Termelétricas:

Os dados de potência instalada (MW) não formam auditados.

Item Empreend. Prazo de Concessão Município Potência

Instalada (MW)

1 UHE - Tucuruí (Sistema Interligado) 30/08/2024 Tucuruí - PA 8.535,00

2 UHE - Curuá-Una (Sistema Interligado) 27/07/2028 Santarém - PA 30,30

3 UHE - Samuel (Sistema Interligado) 14/09/2029 Porto Velho - RO 216,75

4 UHE - Coaracy Nunes (Sistema Interligado apartir Set/15) 31/12/2042 Ferreira Gomes -

AP e Macapá - AP 78,00

RELAÇÃO DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DA ELETRONORTE

Item Empreend. Prazo de Concessão Município Potência Instalada (MW)

1 UTE Rio Madeira 19.09.2018 Porto Velho-RO 119,35

2 UTE Santana 05.12.2024 Santana-AP 177,74

3 UTE Rio Branco I 10.07.2020 Rio Branco-AC 18,65

4 UTE Rio Branco II 10.07.2020 Rio Branco-AC 32,75

5 UTE Rio Acre 05.04.2025 Rio Branco-AC 45,49

6 UTE Santarém 29.06.2044 - Revogada REA 6499/2017 Santarém-PA 18,75

7 UTE Araguaia

Mantida a sua operação até 2019 ou até a entrada em operação da Solução Estruturante para Suprimento às Cargas da Região do Baixo Araguaia, conforme Portaria nº 333 MME de 21.07.2015, publicada no D.O.U. de 22.07.2015.

Querência-MT 23,1

8UTE Senador Arnon Afonso Farias de Mello (antiga UTE

Floresta)10.09.2019 Boa Vista-RR 85,99



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2.1.3. Sistema de Transmissão:

2.2. Sociedades de Propósito Específico (SPE) 2.2.1. Empreendimentos em parceria

2.2.1.1. Geração:

Item Empreendimento Prazo de Concessão

Município / Estado

1 Transmissão Rede Básica 31.12.2042 PA, MA, PI, TO, MT

2 LT 230kV SE São Luís II - SE São Luís III e SE São Luís III. 16.03.2038 MA

3 LT 230 kV SE Ribeiro Gonçalves - SE Balsas, SE Ribeiro Gonçalves e SE Balsas. 27.01.2039 PI, MA

4 SE Miranda II - 500/230 kV (450 MVA) 27.01.2039 MA

5 SE Coletora Porto Velho 500/230kV 2 Estações Conversoras CA/CC/CA Back-to-Back 400MW LT Coletora Porto Velho - Porto Velho - C1 e C2 - 230kV 25.02.2039 RO

6Estação Retificadora nº 01 CA/CC - 500/±600 kV - 3150 MW - Estação

Inversora nº 01 CC/CA ±600/500 kV - 2950 MW 25.02.2039 RO, SP

7LT 230kV SE Jauru - SE Vilhena - SE Pimenta Bueno - SE Ji-Paraná - SE

Ariquemes - SE Samuel - SE Porto Velho - C3 18.11.2039 MT/RO

8LT 230kV SE Porto Velho - SE Abunã - SE Rio Branco - C2

18.11.2039 RO, AC

9 LT 230 kV SE Jorge Teixeira - SE Lechuga (ex-Cariri) 11.07.2041 AM

10 SE Lucas do Rio Verde 230/138 kV 27.06.2031 MT

11SE Miramar em 230/69 kV SE Tucuruí em 230/138 kV

08.12.2041 AM, RR

12 SE Nobres em 230/138 kV 08.12.2041 MT

13 LT 230 kV SE Lechuga - SE Jorge Teixeira C3 e SE Lechuga, 230/138 kV 3x150 MVA 06.05.2042 AM

14 LT 230 kV SE Rio Branco I - SE Feijó - SE Cruzeiro do Sul; SE Feijó e SE Cruzeiro do Sul 28.01.2044 AC


Início Duração (anos)

Amapari Energia S.A. UTE Serra do Navio, com 23,30 MW de potência instalada 20/05/2008 29 Não

Energética Águas da Pedra S.A. UHE Dardanelos, com 261 MW de potência instalada 03/07/2007 35 Sim

Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A.

Parque Eólico Miassaba 3, com 68,47 MW de potência instalada 20/08/2010 35 Sim

Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A.

Parque Eólico com 58,45 MW de potência instalada 13/12/2010 35 Sim

Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A.

Parque Eólico Rei dos Ventos 3, com 60,12 MW de potência instalada 13/12/2010 35 Sim

Companhia Energética Sinop S.A. UHE SINOP, com 400 MW de potência instalada, localizada no Rio Teles Pires 26/02/2014 35 Não

Norte Energia S.A.UHE Belo Monte, com 11.233,1 MW de potência instalada, localizada no Rio

Xingú26/08/2010 35 Parcial

SPE Características do empreendimentoConcessão/ Autorização

Em operação


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2.2.1.2. Transmissão:

As SPEs Construtora Integração Ltda e Manaus Construtora Ltda são construtoras NOTA 3 – DECLARAÇÃO DE CONFORMIDADE E RESUMO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS As demonstrações contábeis para fins regulatórios relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2017 foram aprovadas pelo Conselho de Administração da Companhia em 14 de maio de 2018. As principais práticas contábeis aplicadas na preparação destas demonstrações contábeis regulatórias estão definidas a seguir, sendo adotadas de maneira uniforme em todos os exercícios apresentados, exceto quando indicados de outra forma. 3.1. Declaração de conformidade As Demonstrações Contábeis Regulatórias foram elaboradas com base no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL por meio da Resolução Normativa nº 605, de 11 de março de 2014 e esclarecimentos prestados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF da Aneel que confirmam a não obrigatoriedade de preparação das práticas de consolidação de controladas, e permitem o cálculo da equivalência patrimonial de investimentos com base nas suas demonstrações contábeis societárias. As Demonstrações Contábeis para fins regulatórios são separadas das Demonstrações contábeis estatutárias societárias da outorgada. Há diferenças entre as práticas contábeis adotadas no Brasil e a base de preparação das informações previstas nas demonstrações para fins regulatórios, uma vez que as Instruções Contábeis

Início Duração (anos)

Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A.

LT Coxipó-Cuiabá- Rondonópolis (MT), em 230 kV com 193 Km e SE Seccionadora Cuiabá 18/02/2004 30 Sim

Brasnorte Transmissora de Energia S.A.

LT Jauru-Juba (MT) e Maggi - Nova Mutum (MT), ambas em 230 kV e com 402 km, SE

Juba e SE Maggi - 230/138 kV 17/03/2008 30 Sim

Integração Transmissora de Energia S.A.

LT Colinas-Miracema-Gurupi-Peixe Nova Serra da Mesa 2 (TO/GO), em 500 kV com 695 Km

SE Serra da mesa 2 e SE Peixe 227/04/2006 30 Sim

Transmissora Matogrossense de Energia S.A.

LT Jaurú - Cuiabá (MT), com 500 kv e com 348 Km e SE Jaurú, com 500/230 kV 19/11/2009 30 Sim

Manaus Transmissora de Energia S.A.LT Oriximiná - Silves - Lechuga (PA/AM), em 500 kV, com 586 Km, SE Silves 500/138kv e

SE Cariri 500/230 kv16/10/2008 30 Sim

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A.

LT Coletora Porto Velho (RO) - Araraquara 2 (SP), ±600 kV com 2.375 Km 26/02/2009 30 Sim

Construtora Integração LtdaEmpresa constituída para construção do

empreendimento da Norte Brasil Transmissora de Energia S/A

- - -

Manaus Construtora Ltda Empresa constituída para construção do

empreendimento da Manaus Transmissora de Energia S/A

- - -

Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A.

Estação Conversora CA/CC, ±800 kV, 4.000 MW, junto a SE 500 kV Xingu;

Estação Conversora CA/CC, ±800 kV, 3.850 MW, junto a SE 500 kV Estreito; e

Linha de Transmissão em Corrente Contínua de ±800 kV Xingu - Estreito.

16/06/2014 30 Sim

Transnorte Energia S.A.LT Lechuga (AM) - Equador - Boa Vista (RR),

com 500 kV e com 715 km, e SE Equador 500kv, SE Boa Vista 500/230 kv

25/01/2012 30 Não

SPE Em operação

ConcessãoCaracterísticas do empreendimento


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para fins Regulatórios especificam um tratamento ou divulgação alternativos em certos aspectos. Quando as Instruções Contábeis Regulatórias não tratam de uma questão contábil de forma específica, faz-se necessário seguir as práticas contábeis adotadas no Brasil. As informações financeiras distintas das informações preparadas totalmente em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil podem não representar necessariamente uma visão verdadeira e adequada do desempenho financeiro ou posição financeira e patrimonial de uma empresa apresentar diferença de valores pela aplicação diferenciadas de algumas normas contábeis societária e regulatória, estas diferenças estão explicadas em notas explicativas, para melhor entendimento do leitor, conforme apresentado nas Demonstrações contábeis preparadas de acordo com estas práticas. A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL promoveu a revisão das normas e procedimentos contidos no Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, instituindo um documento denominado de Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, contendo o plano de contas, instruções contábeis e roteiro para divulgação de informações econômicas, financeiras e socioambientais resultando em importantes alterações nas práticas contábeis e de divulgação, até então aplicáveis às empresas do setor. As normas contidas no referido Manual são de aplicação compulsória a partir de 1º de janeiro de 2015. 3.1.1. Base de mensuração As demonstrações contábeis regulatórias foram elaboradas considerando o custo histórico como base de valor, exceto por determinados instrumentos financeiros mensurados pelos seus valores justos. 3.1.2. Uso de estimativas e julgamentos A preparação das demonstrações contábeis regulatórias requer o uso de certas estimativas contábeis críticas e também o exercício de julgamento por parte da Administração da Companhia no processo de aplicação das políticas contábeis. Aquelas áreas que requerem maior nível de julgamento e possuem maior complexidade, bem como as áreas nas quais premissas e estimativas são significativas para as demonstrações financeiras consolidadas, estão divulgadas na nota 4. Todas as informações relevantes próprias das demonstrações contábeis regulatórias, e somente elas, estão sendo evidenciadas, e correspondem às utilizadas pela Administração. 3.2. Investimentos por equivalência patrimonial 3.2.1. Investidas Os investimentos em entidades contabilizadas pelo método da equivalência patrimonial compreendem suas participações em coligadas e empreendimentos controlados em conjunto (joint ventures). Para fins de equivalência patrimonial em suas investidas, foram utilizadas as participações societárias conforme quadro a seguir:


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3.2.1.1. Controladas em conjunto Entidades controladas em conjunto são aquelas nas quais a Companhia possui controle compartilhado, estabelecido contratualmente e que requer consentimento unânime nas decisões estratégicas e operacionais. Nas demonstrações contábeis regulatórias, as informações financeiras de controladas em conjunto são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial. 3.2.1.2. Coligadas As coligadas são aquelas entidades nas quais a Companhia, direta ou indiretamente, tenha influência significativa, mas não controle ou controle conjunto, sobre as políticas financeiras e operacionais. Para ser classificada como uma entidade controlada em conjunto, deve existir um acordo contratual que permite a Companhia controle compartilhado da entidade e dá a Companhia direito aos ativos líquidos da entidade controlada em conjunto, e não direito aos seus ativos e passivos específicos. Tais investimentos são reconhecidos inicialmente pelo custo, o qual inclui os gastos com a transação. Após o reconhecimento inicial, as demonstrações contábeis regulatórias incluem a participação da Companhia no lucro ou prejuízo líquido do exercício e outros resultados abrangentes da investida até a data em que a influência significativa ou controle conjunto deixa de existir. Nas demonstrações, investimentos em controladas também são contabilizados com o uso desse método. 3.2.2. Participação direta da Companhia As demonstrações financeiras das investidas, utilizadas para a determinação do valor da equivalência patrimonial, foram elaboradas de acordo com a legislação societária e levantadas na mesma data das demonstrações contábeis regulatórias da investidora. Entretanto, de acordo com as práticas contábeis, foram utilizadas as informações financeiras com defasagem de 30 dias, para aquelas investidas que não apresentaram suas demonstrações financeiras, na mesma data base, até o fechamento contábil que deu origem a estas demonstrações contábeis regulatórias s relativas ao exercício de 2017. Desta forma, para fins de cálculo de equivalência patrimonial no encerramento deste exercício, foram utilizadas as demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2017, com exceção da investida Amapari Energia S.A., cujas informações contábeis utilizadas são de 30 de novembro de 2017. 3.3. Conversão de moeda estrangeira

2016 2015

Amapari Energia S.A. 49,00 49,00 Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. 49,00 49,00

Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. 24,50 24,50 Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 49,71 49,71

Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. 24,50 24,50 Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. 24,50 24,50

Construtora Integração Ltda 49,00 49,00 Companhia Energética Sinop 24,50 24,50

Energética Águas da Pedra S.A. 24,50 24,50 Integração Transmissora de Energia S.A. 37,00 37,00

Manaus Construtora Ltda 30,00 30,00 Manaus Transmissora de Energia S.A. 30,00 30,00

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 49,00 49,00 Norte Energia S.A. 19,98 19,98

Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. 24,50 24,50 Transmissora Matogrossense de Energia S.A. 49,00 49,00

Transnorte Energia S.A. 49,00 49,00

Participação (%)Empresas


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3.3.1. Moeda funcional e moeda de apresentação Os itens incluídos nas demonstrações contábeis regulatórias são mensurados usando a moeda do principal ambiente econômico no qual a Companhia e suas investidas atuam. A moeda funcional utilizada pela Companhia e suas investidas é o Real (R$) e as demonstrações contábeis regulatórias são apresentadas em milhares de reais. 3.3.2. Transações e saldos As operações com moedas estrangeiras são convertidas para a moeda funcional, utilizando as taxas de câmbio vigentes nas datas das transações ou nas datas da avaliação, quando os itens são remensurados. Os ganhos e as perdas cambiais resultantes da liquidação dessas transações e da conversão pelas taxas de câmbio do final do exercício, referentes a ativos e passivos monetários em moedas estrangeiras, são reconhecidos na demonstração do resultado. Os ganhos e as perdas cambiais relacionados com empréstimos são apresentados na demonstração do resultado como receita ou despesa financeira. Todos os outros ganhos e perdas cambiais são apresentados na demonstração do resultado como variação cambial em conta de resultado financeiro (nota 36). 3.4. Conta movimento e aplicações financeiras 3.4.1. Caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários e outros investimentos de curto prazo e de alta liquidez, com vencimentos originais em até 90 dias, e com risco insignificante de mudança de valor (nota 6). 3.4.2. Títulos e valores mobiliários A Companhia e suas controladas aplicam recursos em títulos e valores mobiliários com vencimentos de longo prazo e, apesar destas datas de vencimento, a Companhia possui programa de investimento de curto prazo para a utilização desses recursos antes do vencimento. Sua classificação em circulante e não circulante considera o fato dos títulos classificados no curto prazo serem mantidos para negociação ativa e frequente, possuindo liquidez imediata e intenção de aplicação no plano de investimentos da Companhia. Tais instrumentos são ajustados ao valor provável de realização, quando aplicável (nota 7). 3.5. Clientes As contas a receber de clientes correspondem aos valores provenientes da prestação de serviços, da venda de energia elétrica e da disponibilização no sistema de transmissão operado pela Companhia e suas investidas, no curso normal das atividades. Se o prazo de recebimento é equivalente a um ano ou menos, as contas a receber são classificadas no ativo circulante. Caso contrário, estão apresentadas no ativo não circulante (nota 8). As contas a receber de clientes são, inicialmente, reconhecidas pelo valor justo e, subsequentemente, mensuradas pelo custo amortizado, menos a provisão para créditos de liquidação duvidosa. 3.6. Almoxarifado Os materiais em almoxarifado, classificados no ativo circulante, estão registrados ao custo médio das aquisições, que não excede ao custo de reposição ou ao valor líquido de realização. 3.7. Cauções e depósitos vinculados


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São depósitos judiciais que se promovem em juízo, em conta bancária vinculada a processo judiciais, realizados em moeda corrente, com o intuito de garantir a liquidação de potencial futura obrigação. Os depósitos judiciais só podem ser movimentados mediante ordem judicial. Tais depósitos estão avaliados pelo valor original, acrescido de juros e atualização monetária, com base nos dispositivos legais, e ajustados por provisão para perdas na realização, quando aplicáveis (nota 13). 3.8. Investimentos Nas demonstrações contábeis regulatórias os investimentos da Companhia em empresas controladas em conjunto e coligadas são avaliados e registrados pelo método da equivalência patrimonial, reconhecidos inicialmente ao custo, e as variações no resultado do exercício, ou diretamente no patrimônio líquido conforme aplicável (nota 17). Após o reconhecimento inicial, a entidade mantém os ativos de propriedades para investimentos mensurados pelo seu valor de custo. Quando necessário, as políticas contábeis das empresas investidas são ajustadas para garantir consistência com as políticas adotadas pela Companhia. 3.9. Imobilizado O imobilizado é registrado pelo custo de aquisição, formação ou construção, deduzido da depreciação, das obrigações especiais, e, quando aplicável, reduzido ao valor de recuperação (nota 18). Os terrenos não são depreciáveis. A depreciação dos demais ativos é calculada pelo método linear, com base nas taxas anuais estabelecidas pela ANEEL. As taxas médias anuais de depreciação estão demonstradas na nota 18.2. Os ganhos e as perdas nas alienações são determinados pela comparação dos resultados com o valor contábil e são reconhecidos em outras receitas ou despesas operacionais na demonstração do resultado. A Companhia e suas investidas efetuam, quando necessário, o teste de recuperabilidade dos seus ativos, utilizando o método do valor presente dos fluxos de caixa futuros gerados pelos ativos (nota 35.2). 3.10. Intangível Os ativos intangíveis da Companhia e suas investidas compreendem gastos específicos associados à aquisição de direitos (softwares), acrescidos dos respectivos custos de implantação, quando aplicável, e a extensão do direito de exploração de contratos ACR que fizeram parte da Repactuação do Risco Hidrológico (notas 16). Ativos intangíveis com vida útil definida, adquiridos separadamente, são registrados ao custo, deduzido da amortização e das perdas por redução ao valor recuperável, ambas acumuladas. A amortização é reconhecida linearmente com base na vida útil estimada dos ativos. A vida útil estimada e o método de amortização são revisados ao fim de cada exercício e o efeito de quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado prospectivamente. Os custos de aquisição e implantação, que são diretamente atribuíveis aos projetos e aos testes de produtos de softwares identificáveis e exclusivos, controlados pela Companhia e suas investidas, são reconhecidos como ativos intangíveis quando os seguintes critérios são atendidos: é tecnicamente viável concluir o software para que ele esteja disponível para usá-lo ou vendê-lo; a Administração pretende concluir o software para usá-lo ou vendê-lo; o software pode ser vendido ou usado;


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o software gerará benefícios econômicos futuros prováveis, que podem ser demonstrados; estão disponíveis recursos técnicos, financeiros e outros recursos adequados para concluir o

desenvolvimento e para usar ou vender o software; e o gasto atribuível ao software durante seu desenvolvimento pode ser mensurado com segurança. Nos custos diretamente atribuíveis, que são capitalizados como parte do produto de software, incluem os custos com empregados alocados na implantação de softwares e uma parcela adequada das despesas diretas relevantes. Os custos que não atendem a esses critérios são reconhecidos como despesa, conforme incorridos. Os custos previamente reconhecidos como despesas não são reconhecidos como ativo em período subsequente. Os custos com aquisição e implantação de softwares reconhecidos como ativos são amortizados usando-se o método linear ao longo de suas vidas úteis, pela taxa descrita na nota 19. 3.11. Gastos com estudos e projetos Os gastos efetuados com estudos e projetos, inclusive de viabilidade e inventários de aproveitamentos hidrelétricos e de linhas de transmissão, são reconhecidos como despesa operacional no momento em que ocorrem até que se tenha a comprovação efetiva da viabilidade econômica de sua exploração ou a outorga da concessão e/ou autorização. A partir da concessão e/ou autorização para exploração do serviço público de energia elétrica ou, da comprovação da viabilidade econômica do projeto, os gastos incorridos recuperáveis passam a ser capitalizados como custo do desenvolvimento do projeto. 3.12. Imposto de renda e contribuição social, corrente e diferido As despesas fiscais do exercício compreendem o imposto de renda e a contribuição social, correntes e diferidos. Os tributos sobre a renda são reconhecidos na demonstração do resultado, exceto na proporção em que estiverem relacionados com itens reconhecidos diretamente no patrimônio líquido. Nesse caso, o imposto também é reconhecido no patrimônio líquido ou no resultado abrangente. O Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) é calculado com base no resultado ajustado ao lucro real, pelas adições e exclusões previstas na legislação, à alíquota vigente de 15% e adicional de 10%, quando aplicável. A Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) é calculada à alíquota de 9% sobre o resultado antes do imposto de renda, ajustada nos termos da legislação vigente. O IRPJ e a CSLL diferidos são calculados sobre os prejuízos fiscais do IRPJ e bases negativas de CSLL e as correspondentes diferenças temporárias entre as bases de cálculo do imposto sobre ativos e passivos e os valores contábeis das demonstrações financeiras. O CPC 32 estabelece condições para o registro contábil de ativos fiscais diferidos, decorrentes de diferenças temporárias e de prejuízos fiscais e bases negativas de contribuição social. Essas condições incluem histórico de rentabilidade e expectativa de geração de lucros tributários futuros, fundamentadas em estudo técnico de viabilidade, que permitam a realização do ativo fiscal diferido. O passivo do IRPJ e da CSLL diferidos é integralmente reconhecido, enquanto que o ativo depende da expectativa de realização futura (nota 10.2). 3.13. Instrumentos financeiros Os ativos e passivos financeiros são inicialmente mensurados pelo valor justo. Os custos da transação diretamente atribuíveis à aquisição ou emissão de ativos e passivos financeiros (exceto por ativos e passivos financeiros reconhecidos ao valor justo no resultado) são acrescidos ou deduzidos do valor justo dos ativos ou passivos financeiros, se aplicável, após o reconhecimento inicial. Os custos da transação diretamente atribuíveis à aquisição de ativos e passivos financeiros ao valor justo, por meio do resultado, são reconhecidos imediatamente no resultado. 3.13.1. Ativos financeiros não derivativos


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Os ativos financeiros estão classificados nas seguintes categorias específicas: (i) ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado; (ii) investimentos mantidos até o vencimento; e (iii) empréstimos e recebíveis. A classificação depende da natureza e finalidade dos ativos financeiros e é determinada na data do reconhecimento inicial. (i) Ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado Os ativos financeiros são classificados ao valor justo por meio do resultado quando são mantidos para negociação com o propósito de venda no curto prazo ou designados pelo valor justo por meio do resultado. Os ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado são demonstrados ao valor justo, e quaisquer ganhos ou perdas resultantes são reconhecidos no resultado. Ganhos e perdas líquidos reconhecidos no resultado incorporam os dividendos ou juros auferidos pelo ativo financeiro, sendo incluídos na rubrica outras receitas e despesas financeiras, na demonstração do resultado. (ii) Investimentos mantidos até o vencimento

Os investimentos mantidos até o vencimento correspondem a ativos financeiros não derivativos, com pagamentos fixos ou determináveis e data de vencimento fixa, que a Companhia tem a intenção positiva e a capacidade de manter até o vencimento. Após o reconhecimento inicial, os investimentos mantidos até o vencimento são mensurados ao custo amortizado, utilizando o método de juros efetivos, menos eventual perda por redução ao valor recuperável. (iii) Empréstimos e recebíveis Incluem-se nesta categoria os empréstimos concedidos e os recebíveis que são ativos financeiros não derivativos, com pagamentos fixos ou determináveis, que não possuem cotação em um mercado ativo. São classificados como ativo circulante, exceto aqueles com prazo de vencimento superior a 12 meses após a data do balanço, que são classificados como ativos não circulantes. Os empréstimos e recebíveis da Companhia e suas investidas compreendem caixa e equivalentes de caixa, exceto os investimentos de curto prazo, contas a receber, valores a receber de empresas ligadas e demais contas a receber. Os empréstimos e recebíveis são inicialmente reconhecidos pelo valor justo e, subsequentemente, mensurados pelo custo amortizado, usando o método da taxa de juros efetiva. 3.13.2. Passivos financeiros não derivativos Os passivos financeiros são classificados ao valor justo por meio do resultado ou financiamentos e empréstimos. a) Debêntures, financiamentos e empréstimos As debêntures, os financiamentos e empréstimos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo, líquido dos custos decorrentes da transação e são, subsequentemente, demonstrados pelo custo amortizado. Qualquer diferença entre os valores captados (líquidos dos custos da transação) e o valor de liquidação é reconhecida na demonstração do resultado, durante o período em que os empréstimos estejam em andamento, utilizando o método da taxa de juros efetiva. Os empréstimos são classificados como passivo circulante, a menos que o grupo tenha um direito incondicional de diferir a liquidação do passivo por, pelo menos, 12 meses após a data do balanço. Os ganhos sobre investimentos decorrentes da aplicação temporária dos recursos obtidos com empréstimos e financiamentos específicos, ainda não gastos com o ativo qualificável, são deduzidos dos custos com empréstimos e financiamentos elegíveis para capitalização, quando o efeito é material.


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Todos os demais custos com empréstimos e financiamentos são reconhecidos no resultado do exercício em que são incorridos. b) Outros passivos financeiros São demonstrados por valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos incorridos até à data do balanço (custo amortizado). 3.13.3. Instrumentos financeiros derivativos Os derivativos são inicialmente reconhecidos ao valor justo, na data de contratação, e são posteriormente remensurados pelo valor justo no encerramento do exercício. Eventuais ganhos ou perdas são reconhecidos no resultado imediatamente. A Companhia e suas investidas não possuem instrumentos financeiros derivativos para administrar a sua exposição a riscos de taxa de juros e câmbio, incluindo contratos de câmbio a termo, swaps de taxa de juros e de moedas. A nota 11 inclui informações mais detalhadas sobre os instrumentos financeiros derivativos. 3.13.3.1. Derivativos embutidos A Companhia faz uso de derivativos embutidos vinculados a contratos de longo prazo para fornecimento de energia elétrica com clientes do setor de alumínio (nota 11.1). A Estação Transmissora de Energia S.A., enquanto investida da Companhia, firmou contrato de emissão de debêntures em junho de 2011. Esse contrato foi transferido para a Companhia quando da incorporação. Os derivativos embutidos são tratados separadamente de seus contratos principais, quando seus riscos e suas características não forem estreitamente relacionados aos dos contratos principais e estes não forem mensurados pelo valor justo por meio do resultado. 3.14. Fornecedores As contas a pagar a fornecedores são obrigações provenientes da aquisição de bens ou serviços no curso normal dos negócios, sendo classificadas no passivo circulante se o pagamento for devido no período de até um ano da data do balanço. Caso contrário, as contas a pagar são apresentadas como passivo não circulante. As contas a pagar a fornecedores não possuem caráter de financiamento e são, inicialmente, reconhecidas pelo valor justo e, subsequentemente, mensuradas pelo custo amortizado com o uso do método de taxa de juros efetiva, se aplicável (nota 20). 3.15. Dividendos declarados A distribuição de dividendos apurados conforme a legislação societária é reconhecida como passivo nas demonstrações contábeis regulatórias ao final do exercício, com base no Estatuto Social. Os valores acima do mínimo obrigatório requerido por lei somente são provisionados quando aprovados em Assembleia de Acionistas, sendo registrados no patrimônio líquido em conta específica denominada, Dividendos Adicionais Propostos (nota 24). 3.16. Provisões para litígios As provisões para litígios, relacionadas a processos judiciais e administrativos (trabalhistas, tributários e cíveis), são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação presente, legal ou presumida, como resultante de eventos passados, em que seja possível estimar os valores de forma confiável e cuja liquidação seja provável (nota 26).


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As provisões são mensuradas pelo valor presente dos gastos que devem ser necessários para liquidar a obrigação, usando uma taxa antes dos impostos, a qual reflete as avaliações atuais do mercado do valor temporal do dinheiro e dos riscos específicos da obrigação. 3.17. Obrigações com empregados 3.17.1. Benefícios pós-emprego (Plano de suplementação de aposentadoria) A Companhia participa de plano de pensão, administrado por entidade fechada de previdência privada, que provêm a seus empregados pensões e outros benefícios pós-emprego (nota 31). O passivo reconhecido no balanço patrimonial relacionado ao plano de benefício definido é o valor presente da obrigação de benefício, definido na data do balanço, menos o valor de mercado dos ativos do plano, ajustado: (i) por ganhos e perdas atuariais; (ii) pelas regras de limitação do valor do ativo apurado; e (iii) pelos requisitos de fundamentos mínimos. A obrigação de benefício definido é calculada anualmente por atuários externos, usando o método de crédito unitário projetado. O valor presente da obrigação de benefício definido é determinado mediante o desconto das saídas futuras de caixa, usando-se as taxas de juros condizentes com o rendimento de mercado, as quais são denominadas na moeda em que os benefícios serão pagos e que tenham prazos de vencimento próximos daqueles da respectiva obrigação do plano de pensão. As dívidas contratadas referem-se aos requisitos de fundamentos mínimos e são consideradas na determinação de um passivo adicional, referente a contribuições futuras que não serão recuperáveis. Os ganhos e as perdas atuariais, decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças das premissas atuariais, são debitados ou creditados diretamente ao patrimônio líquido, em outros resultados abrangentes, no período em que ocorrem. Para o plano de contribuição definida, a Companhia paga contribuições a entidade fechada de previdência privada em bases compulsórias, contratuais ou voluntárias. Exceto pela parcela relacionada aos pecúlios de invalidez e morte, para os quais é efetuado cálculo atuarial por atuário independente, a Companhia não tem outras obrigações relativas a pagamentos adicionais. As contribuições são reconhecidas como despesas no período em que são devidas. 3.17.2. Outras obrigações pós-emprego A Companhia oferece algumas vantagens a seus empregados, das quais se identificam duas geradoras de obrigações pós-emprego: (i) programa de assistência médica vitalícia a empregados aposentados por invalidez e seus dependentes; e (ii) apólice de seguro de vida em grupo estendida à adesão de aposentados. Essas obrigações são avaliadas, anualmente, por atuários independentes qualificados (nota 31). 3.18. Adiantamentos de consumidores Os valores antecipados por clientes, por conta de contratos de fornecimento de energia elétrica de longo prazo, foram registrados parte no passivo circulante e parte no passivo não circulante (nota 28). 3.19. Demais direitos e obrigações Outros ativos e passivos, circulantes e não circulantes, sujeitos à variação monetária por força de legislação ou cláusulas contratuais, estão corrigidos com base nos índices previstos nos respectivos dispositivos, de forma a refletir os valores atualizados até a data das demonstrações financeiras. Os demais estão apresentados pelos valores incorridos na data da formação, sendo os ativos reduzidos de provisão para perdas e/ou ajustes a valor presente, quando aplicável. 3.20. Capital social


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As ações ordinárias sem valor nominal são classificadas no patrimônio líquido (nota 32). 3.21. Reconhecimento de receita A receita compreende o valor justo da contraprestação, recebido ou a receber, pela comercialização de produtos e serviços no curso normal das atividades da Companhia e de suas investidas. A Companhia e suas investidas reconhecem a receita quando: (i) o valor da receita pode ser mensurado com segurança; (ii) é provável que benefícios econômicos futuros fluirão para a entidade; e (iii) quando critérios específicos tiverem sido atendidos para cada uma das atividades. A Companhia e suas investidas baseiam suas estimativas em resultados históricos, levando em consideração o tipo de cliente, o tipo de transação e as especificações de cada venda. 3.21.1. Receita operacional A Companhia e suas investidas atuam no mercado de energia elétrica e reconhece a receita no momento em que uma das empresas entrega o produto ou presta o serviço. 3.21.2. Receita financeira A receita financeira é reconhecida conforme o prazo decorrido pelo regime de competência, usando o método da taxa efetiva de juros. Quando uma perda (impairment) é identificada em relação a um direito a receber, a Companhia e suas investidas reduzem o valor contábil para seu valor recuperável, que corresponde ao fluxo de caixa futuro estimado, descontado à taxa efetiva de juros original do instrumento. Subsequentemente, à medida que o tempo passa, os juros são incorporados às contas a receber, em contrapartida de receita financeira (nota 38). 3.22. Avaliação do valor de recuperação (Impairment) 3.22.1. Ativo Imobilizado A Companhia avalia periodicamente seus ativos buscando evidências objetivas que possam levar a perdas de valores não recuperáveis em suas unidades geradoras de caixa (UGCs), ou ainda, quando eventos ou alterações significativas indicarem que os seus valores contábeis possam não ser recuperáveis. Sempre que eventos ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor contábil pode não ser recuperável para uma determinada UGC, uma perda por impairment é reconhecida pelo valor ao qual o valor contábil do ativo excede seu valor recuperável. Este último é o valor mais alto entre o valor justo de um ativo menos os custos de venda e o seu valor em uso. Como para os ativos da companhia não existe um mercado ativo de negociação, o valor em uso é estimado por meio da projeção dos fluxos de caixa futuros estimados descontados a valor presente utilizando uma taxa de desconto antes dos impostos que reflita avaliações de mercado atuais do valor do dinheiro no tempo e os riscos específicos da Companhia durante seu período de concessão. Os ativos periodicamente avaliados compõem o Imobilizado da Companhia, que são vinculados aos ativos associados às concessões de geração de energia e ativos vinculados às concessões de transmissão de energia. Se, num período subsequente, o valor da perda por impairment diminuir e a diminuição puder ser relacionada objetivamente com um evento que ocorreu após a perda ser reconhecida (como uma melhoria na classificação de crédito do devedor), a reversão dessa perda reconhecida anteriormente será reconhecida na demonstração do resultado. O custo de oportunidade utilizado pela Companhia para os ativos de transmissão e geração foram de 6,02% e 6,33% (taxas reais) respectivamente.


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3.22.2. Contratos de natureza onerosa A Companhia avalia periodicamente seus contratos buscando evidências objetivas que possam levar à conclusão de que os contratos se tornaram contratos onerosos, ocasião em que estes contratos devem ser tratados dentro do alcance do CPC 25. A onerosidade de um contrato é caracterizada quando os custos inevitáveis de satisfazerem suas obrigações excedem os benefícios econômicos que se espera sejam recebidos ao longo do mesmo contrato. Os custos inevitáveis do contrato refletem o menor custo líquido de sair do contrato, e este é determinado com base: (a) no custo de cumprir o contrato; (b) no custo de qualquer compensação ou de penalidades provenientes do não cumprimento do contrato, entre os dois, o menor. Antes de ser estabelecida uma provisão separada para um contrato oneroso, a entidade deve reconhecer qualquer perda decorrente de desvalorização que tenha ocorrido nos ativos relativos a esse contrato. A estimativa para os contratos onerosos, quando caracterizados, é realizada por meio da projeção dos fluxos de caixa futuros estimados para um determinado contrato descontados a valor presente utilizando uma taxa de desconto antes dos impostos que reflita avaliações de mercado atuais do valor do dinheiro no tempo e os riscos específicos da Companhia. Se, num período subsequente, o valor da perda registrada para um contrato oneroso diminuir e a diminuição puder ser relacionada objetivamente com um evento que ocorreu após a perda ser reconhecida, a reversão dessa perda reconhecida anteriormente será contabilizada na demonstração do resultado. 3.22.3. Principais premissas A base das projeções de fluxo de caixa foi o Planejamento Estratégico da empresa para o ciclo 2017-2020 que foi então segregado por UGC. As principais premissas utilizadas nos cálculos do valor em uso em 31 de dezembro de 2017 são: Para a projeção da receita do segmento Transmissão foram consideradas as RAPs – Receita Anual Permitida - estabelecidas na Resolução Homologatória ANEEL nº 2.258/2017, de 27 de junho de 2017, que estabelece a RAP para o ciclo 2017-2018 para as concessionárias de Transmissão. Foi projetada também a receita com Contratos de O&M da Transmissão e com Comunicação e Multimídia, estas receitas foram rateadas entre as UGCs de Transmissão, pois são atividades ligadas a este segmento; Para a projeção da receita do segmento Geração foram considerados os parâmetros dos contratos atualmente vigentes da Companhia, além da RAG para a UHE Coaracy Nunes determinada pela Resolução Homologatória ANEEL nº 2.265/2017, de 04 de junho de 2017. Foi projetada também a receita com o Contrato de O&M da UHE Belo Monte, e foi rateada entre as UGCs de Geração, pois é uma atividade ligada a este segmento; A projeção de impostos, tributos, e contribuições seguiu os parâmetros existentes na legislação atual; A depreciação projetada levou em consideração o tempo de vida útil de acordo com o prazo da concessão; As projeções de custos com Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros – PMSO foram realizadas com base no Planejamento da Companhia para os próximos anos; A avaliação se limitou ao horizonte de cada concessão sem considerar sua eventual prorrogação; Para o valor salvado, considerado ao final de cada concessão foi considerado o valor Novo de Reposição - VNR. A utilização do VNR se coaduna com o entendimento atual da ANEEL segundo o qual os ativos a serem indenizados serão calculados com base no seu VNR, que expressa o valor de mercado de um ativo semelhante adquirido hoje. A determinação da taxa de desconto utilizada segue a política das empresas do Grupo Eletrobrás, e baseia-se na metodologia do Capital Asset Pricing Model – CAPM para ser obtida, levando em conta parâmetros de mercado além de condições específicas do Grupo Eletrobras. As taxas de desconto específicas de cada seguimento são apresentadas nos quadros da nota 35 (Teste Impairment e Contratos Onerosos). Para realização dos testes de impairment nas investidas foram consideradas as premissas por elas disponibilizadas bem como informações obtidas através das Demonstrações Financeiras auditadas. A


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metodologia utilizada foi o fluxo de caixa descontado da investida pelo Custo Médio Ponderado de Capital – CMPC sob a ótica do acionista. A taxa de desconto utilizado segue a política das empresas Eletrobrás conforme especificado acima.

3.23. Principais práticas contábeis regulatórias As práticas contábeis utilizadas são as mesmas adotadas nas Demonstrações Contábeis societárias apresentadas nos itens anteriores, exceto quanto ao que se estabelece abaixo: 3.23.1. Imobilizado em serviço: Registrado ao custo de aquisição ou construção. A depreciação é calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados conforme legislação vigente. As taxas anuais de depreciação estão determinadas nas tabelas anexas à Resolução vigente emitida pelo Órgão Regulador. O valor residual é determinado considerando a premissa de existência de indenização de parcela não amortizada de bens pela taxa de depreciação regulatória e o prazo de vigência da outorga (concessão, permissão e/ou autorização). O valor residual de um ativo pode aumentar ou diminuir em eventuais processos de revisão das taxas de depreciação regulatória. O resultado na alienação ou na retirada de um item do ativo imobilizado é determinado pela diferença entre o valor da venda e o saldo contábil do ativo e é reconhecido no resultado do exercício. 3.23.2. Imobilizado em curso: Os gastos de administração central capitalizáveis são apropriados, mensalmente, às imobilizações em bases proporcionais. A alocação dos dispêndios diretos com pessoal mais os serviços de terceiros é prevista no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. Estes custos são recuperados por meio do mecanismo de tarifas e preços. A Outorgada agrega mensalmente ao custo de aquisição do imobilizado em curso os juros, as variações monetárias e cambiais, e demais encargos financeiros incorridos sobre empréstimos e financiamentos diretamente atribuídos à aquisição ou constituição de ativo qualificável considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) período de capitalização correspondente à fase de construção do ativo imobilizado, sendo encerrado quando o item do imobilizado encontra-se disponível para utilização; (b) utilização da taxa média ponderada dos empréstimos vigentes na data da capitalização; (c) o montante dos juros, as variações monetárias e cambiais, e demais encargos financeiros capitalizados mensalmente não excedem o valor das despesas de juros apuradas no período de capitalização; e (d) os juros, as variações monetárias e cambiais e demais encargos financeiros capitalizados são depreciados considerando os mesmos critérios e vida útil determinada para o item do imobilizado ao qual foram incorporados. 3.23.3. Intangível: Registrado ao custo de aquisição ou realização. A amortização, quando for o caso, é calculada pelo método linear. Os encargos financeiros, juros e atualizações monetárias incorridos, relativos a financiamentos obtidos de terceiros vinculados ao intangível em andamento, são apropriados às imobilizações intangíveis em curso durante o período de construção do intangível. 3.23.4. Obrigações especiais vinculadas à concessão: Estão representadas pelos valores nominais ou bens recebidos de consumidores das concessionárias e de consumidores não cooperados das permissionárias, para realização de empreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica. Esta conta é amortizada pela taxa média de depreciação dos ativos correspondentes a essas obrigações, conforme legislação vigente. 3.23.5. Reconhecimento de receita: A receita operacional do curso normal das atividades da Outorgada é medido pelo valor justo da contraprestação recebida ou a receber. A receita operacional é reconhecida quando existe evidência convincente de que os riscos e benefícios mais significativos foram transferidos para o comprador, de que for provável que os benefícios econômicos financeiros fluirão para a entidade, de que os custos associados possam ser estimados de maneira confiável, e de que o valor da receita operacional possa


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ser mensurado de maneira confiável. A receita referente à prestação de serviços é registrada no momento em que o serviço foi efetivamente prestado, regido por contrato de prestação de serviços entre as partes. 3.23.6. Reconhecimento do Laudo de Avaliação da Rede Básica (RBSE) A partir da homologação pela ANEEL dos laudos de avaliação das concessionárias de transmissão de energia elétrica, e nos termos da orientação daquela agência, a Companhia reconheceu contabilmente seus efeitos no ativo imobilizado em contrapartida da reserva de reavaliação. Ainda conforme orientação da ANEEL, considerando que o Laudo de Avaliação valora os ativos a Valor Novo de Reposição (VNR) na data base de dezembro de 2012, a Companhia atualizou este valor pelo IPCA, até a data de homologação do referido laudo (nota 18.2). NOTA 4 - ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS Estimativas contábeis são aquelas decorrentes da aplicação de julgamentos subjetivos e complexos, por parte da Administração da Companhia e suas investidas, decorrentes da necessidade de reconhecer impactos importantes para demonstrar adequadamente a posição patrimonial e de resultado. As estimativas contábeis tornam-se críticas à medida que aumenta o número de variáveis e premissas que afetam a condição futura dessas incertezas, tornando os julgamentos ainda mais subjetivos e complexos. A Administração adotou estimativas e premissas baseadas na experiência histórica e em outros fatores que entende como razoáveis e relevantes para a sua adequada apresentação. Ainda que estas estimativas e premissas sejam permanentemente monitoradas e revistas pela Administração da Companhia e de suas investidas, a efetiva materialização sobre o valor contábil de ativos, passivos e de resultado das operações podem diferir quando da liquidação dos ativos e passivos. No que se refere às estimativas contábeis avaliadas como sendo as mais críticas, a Administração da Companhia e de suas investidas formam seus julgamentos sobre eventos futuros, variáveis e premissas, como a seguir: 4.1 Tributos diferidos As estimativas de lucro tributável, base para a análise de realização de ativos fiscais diferidos líquidos, são baseadas nos orçamentos anuais e no plano estratégico, ambos revisados periodicamente e no histórico de lucratividade. Entretanto, o lucro tributável futuro pode ser maior ou menor que as estimativas consideradas pela administração quando da definição da necessidade de registrar ou não o montante do ativo fiscal diferido (nota 10.2). 4.2 Provisão para redução do valor recuperável de ativos A Administração da Companhia e de suas investidas adota variáveis e premissas em teste de determinação de recuperação de ativos de longa duração para determinação do valor recuperável desses ativos e reconhecimento de impairment, quando necessário. Nesta prática são aplicados julgamentos baseados na experiência histórica na gestão do ativo, grupo de ativos ou unidade geradora de caixa que podem, eventualmente, não se verificar no futuro, inclusive quanto à vida útil econômica estimada de seus ativos de longa duração, que representa as práticas determinadas pela ANEEL, aplicáveis sobre os ativos vinculados à concessão do serviço público de energia elétrica, que podem variar em decorrência da análise periódica do prazo de vida útil econômica de bens (nota 35). Também impactam na determinação das variáveis e premissas utilizadas pela Administração na determinação do fluxo de caixa futuro descontado, para fins de reconhecimento do valor recuperável de ativos de longa duração, diversos eventos inerentemente incertos. Dentre estes eventos destacam-se a manutenção dos níveis de consumo de energia elétrica, taxa de crescimento da atividade econômica no país, disponibilidade de recursos hídricos, além daquelas inerentes ao fim dos prazos de concessão de serviços


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públicos de energia elétrica detidas pelas investidas da Companhia, em especial quanto ao valor de sua reversão ao final do prazo de concessão. Neste ponto, foi adotada pela Administração a premissa, de acordo com o novo marco regulatório, utilizando-se o Valor Novo de Reposição (VNR) como parâmetro, sendo que, nos casos em que não houve determinação do valor final pelo regulador, foi utilizado o VNR ou o saldo contábil, entre os dois, o menor. 4.3 Vida útil do ativo imobilizado

A Companhia e suas investidas reconhecem a depreciação de seus ativos imobilizados com base nas taxas anuais estabelecidas pela ANEEL, limitadas ao prazo da concessão das usinas e demais instalações, quando aplicável. Entretanto, as vidas úteis reais podem variar com base na atualização tecnológica de cada unidade. As vidas úteis dos ativos imobilizados também afetam os testes de recuperação do custo dos ativos de longa duração, quando necessário (nota 18). 4.4 Valor justo de derivativos e outros instrumentos financeiros O valor justo de instrumentos financeiros que não são negociados em mercados ativos é determinado mediante o uso de técnicas de avaliação. A Companhia e suas investidas utilizam seu julgamento para escolher diversos métodos e definir premissas que se baseiam principalmente nas condições de mercado existentes na data do balanço. 4.5 Benefícios a empregados 4.5.1 Benefícios pós-emprego O valor atual de obrigações de planos de pensão depende de fatores que são determinados com base em cálculos atuariais, que utilizam várias premissas. Entre as premissas usadas na determinação do custo (receita) líquido para os planos de pensão, está a taxa de desconto. Quaisquer mudanças nessas premissas afetarão o valor contábil das obrigações dos planos de pensão. A Companhia determina a taxa de desconto apropriada ao final de cada exercício. Essa é a taxa de juros usada para determinar o valor presente de saídas de caixa futuras estimadas que são necessárias para liquidar as obrigações de planos de pensão. Ao determinar a taxa de desconto apropriada, a Companhia e suas investidas consideram as taxas de juros de títulos públicos mantidos na moeda em que os benefícios serão pagos e que têm prazos de vencimento próximos dos prazos das respectivas obrigações de planos de pensão. Os valores justos dos instrumentos de capital e de dívida são determinados com base em preços de mercado cotados em mercados ativos enquanto os valores justos dos investimentos imobiliários não são baseados em preços de mercado cotados em mercados ativos. Outras premissas importantes para as obrigações de planos de pensão se baseiam, em parte, em condições atuais do mercado (nota 31). 4.5.2 Incentivo ao desligamento de pessoal Em atendimento ao Pronunciamento Técnico CPC 33, a provisão de benefícios a empregados foi mensurada pelo valor presente dos gastos necessários para fazer face às indenizações previstas nos programas de incentivo ao desligamento voluntário, instituídos nos exercícios anteriores. A Companhia ainda contabiliza gastos com esse benefício relativos à assistência à saúde com expectativa de conclusão para 2018. 4.6 Provisões para riscos É definida com base em avaliação e qualificação dos riscos cuja probabilidade de perda é considerada provável. Esta avaliação é suportada pelo julgamento da Administração, juntamente com seus assessores jurídicos, considerando a jurisprudência, as decisões em instâncias iniciais e superiores, o histórico de eventuais acordos e decisões, a experiência da Administração e dos assessores jurídicos, bem como outros


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aspectos aplicáveis (nota 26). As provisões são julgadas pela Administração da Companhia e de suas investidas como suficientes para cobrir eventuais perdas em processos judiciais de qualquer natureza. 4.7 Compensações socioambientais Para efeitos de registro contábil dos custos socioambientais relacionados à construção de empreendimentos de geração de energia elétrica, os quais serão desembolsados no futuro durante o prazo da concessão, a geradora deve elaborar a melhor estimativa dos desembolsos futuros trazidos a valor presente. Esse valor é registrado como custo do ativo imobilizado e depreciado a partir da entrada em operação comercial do empreendimento. Após a entrada em operação comercial do empreendimento, caso a Administração identifique que a estimativa inicial desses custos deverá sofrer ajustes relevantes para mais ou para menos ou por reversão do ajuste a valor presente, a provisão deve ser ajustada em contrapartida ao resultado do exercício. O empreendimento relacionado é a expansão da Usina Hidrelétrica Tucuruí (nota 30). 4.8. Riscos relacionados ao cumprimento (compliance) de leis e regulamentos Em resposta a investigações no âmbito da "Operação Lava Jato" sobre irregularidades envolvendo funcionários, empreiteiros e fornecedores da Eletrobras e de sociedades de propósito específico (SPE) nas quais a Eletrobras detém participações acionárias minoritárias, em 2015, o Conselho de Administração da Empresa (CAE) decidiu por iniciar um procedimento investigativo, em face do risco de tais irregularidades apontadas poderem afetar alguns dos principais investimentos da Eletrobras. Para conduzir a investigação foi contratado escritório de advocacia norte-americano, Hogan Lovells US LLP, com notória especialização em ações investigativas e instaurada a Comissão Independente de Gestão da Investigação (CIGI), composta de especialistas notórios e independentes, contratados para exercerem a supervisão do processo de investigação. O procedimento investigatório seguiu os princípios adotados pela Securities and Exchange Commission (SEC) e Department of Justice (DOJ), para procedimentos desta natureza, em vista de que, após 2008, quando a Eletrobras passou a ser listada na Bolsa de Valores de Nova York por meio de ADR’s – American Deposit Receipts, tornou-se sujeita às leis norteamericanas que regulam o mercado de capitais, em especial, a toda a regulamentação fixada pelo U.S. Securities and Exchange Act, dentre ela a Foreign Corrupt Practices Act – FCPA que, em síntese, criminaliza os atos de corrupção, tais como o pagamento a funcionários de governos estrangeiros, partidos políticos, candidatos a cargos políticos estrangeiros em troca de vantagens comerciais ou econômicas. No decorrer de 2015 e 2016, no âmbito da operação Lava Jato, as operações Radioatividade e Pripyat resultaram no indiciamento de 06 ex-executivos da Eletronuclear, bem como de outros envolvidos. Muito embora os processos ainda se encontrem em andamento, já foram proferidas sentenças condenatórias contra quatro desses ex-funcionários, ainda não transitadas em julgado. A Eletrobras vem cooperando com as autoridades no compartilhamento de informações levantadas pela investigação independente, participando, inclusive, como assistente de acusação contra os réus nestes processos criminais. Visando facilitar e garantir o andamento das investigações, a administração da Eletrobras vem adotando as medidas de governança requeridas e/ou recomendadas pelo Hogan Lovells e pela Comissão Independente. Desde o início da investigação, a Eletrobras substituiu todo o seu Conselho de Administração, contratou um novo CEO e vem reforçando sua estrutura de compliance. Em meados de 2016, foi criada a Diretoria de Conformidade, responsável pela coordenação do programa de compliance e pelo gerenciamento de riscos na Eletrobrás e nas suas subsidiárias. No mesmo sentido, a Eletrobras revisou contratos específicos nos quais as investigações identificaram possíveis irregularidades tendo sido os mesmos suspensos, quando tais suspeitas se confirmaram. Em relação aos empregados e diretores envolvidos nas situações identificadas pela investigação, a Eletrobras tomou medidas punitivas na esfera administrativa, incluindo a suspensão do contrato de trabalho e o desligamento dos envolvidos. Atualmente estão sendo estudadas as possibilidades jurídicas de


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responsabilização e ressarcimento da Eletrobras, frente aos ex-executivos e fornecedores acusados de corrupção, na esfera cível, tendo sido protocolado pela Eletronuclear, protesto judicial para interrupção da prescrição, em relação às empresas integrantes do Consórcio Angramon (Construtora Norberto Odebrecht S/A, UTC Engenharia S/A, Techint Engenharia e Construção S/A, Construtora Andrade Gutierrez S/A, Empresa Brasileira de Engenharia S/A - EBE, Construtora Queiroz Galvão S/A e Construções e Comércio Camargo Correa S/A), a fim de preservar o direito de ressarcimento, face aos potenciais prejuízos causados em decorrência de denúncias e investigações oriundas da “Operação Lava Jato”.

Em outubro de 2016, a investigação independente completou uma etapa que tinha como objetivo identificar atos ilícitos que pudessem causar eventuais distorções significativas nas demonstrações financeiras da Eletrobras, levando em consideração fatos e circunstâncias conhecidas até aquele momento. Nesta etapa foram considerados certos valores estimados como relacionados a ilícitos atribuídos pela investigação independente como oriundos da prática de cartel e propinas que teriam sido pagas, desde 2008, por certos empreiteiros e fornecedores contratados por subsidiárias e por algumas das SPEs nas quais a Eletrobras não é controlador majoritário. A Eletronorte realizou os seguintes ajustes no balanço patrimonial e na demonstração do resultado do período:

Em abril de 2017, em decorrência dos acordos de delação celebrados entre os executivos do principal grupo de construção do Brasil, Odebrecht, o Supremo Tribunal Federal solicitou que fossem iniciadas investigações sobre a conduta dos políticos que participaram desses acordos. Essas investigações referem-se exclusivamente aos indivíduos sobre os quais o Supremo Tribunal Federal tem jurisdição exclusiva. Além disso, outras investigações oficiais podem ser iniciadas contra indivíduos que estão sujeitos à jurisdição dos tribunais comuns. Certas alegações de potenciais atos ilegais se tornaram públicas no âmbito do projeto Santo Antônio (Madeira Energia S.A), no qual a Eletrobras por intermédio da controlada Furnas participa com 39,0%. O efeito total estimado dos pagamentos considerados como ilícitos, conforme determinado no processo de investigação independente da Eletrobras, acima citado, monta em R$ 314.978 e, considerando o percentual de participação societária da controlada Furnas de 39%, o impacto nas demonstrações financeiras representaria uma baixa contábil no investimento avaliado por equivalência patrimonial de R$ 122.841, uma vez que pagamentos dessa natureza não atendem aos critérios contábeis para registro nos ativos conforme CPC 27/IAS 16. Entretanto, conforme demonstrado no quadro abaixo, tal baixa contábil não impactou o resultado e nem o patrimônio líquido do exercício findo em 31 de dezembro de 2017 uma vez que foi inferior ao montante de impairment conforme o CPC 01/IAS 36 registrado no valor de R$ 314.038.

30/09/2016

BalançoInvestimentos pelo Método de Equivalência Patrimonial (36.563)

(36.563)

Demonstração de Resultado

Perda em investimentos pelo Método de Equivalência Patrimonial 36.563 36.563


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Como não haviam informações suficientes que permitissem à Eletrobras determinar com razoável precisão os períodos específicos em que teriam ocorrido os pagamentos indevidos estimados, a Eletrobras entendeu que, após ter envidado esforços razoáveis, foi impraticável determinar os efeitos por períodos específicos anteriores relativos a tais pagamentos em suas demonstrações financeiras, tendo registrado o ajuste desses pagamentos indevidos e, portanto, incorretamente capitalizados, nos períodos em que tais informações relevantes chegaram ao conhecimento da Eletrobras. Além de avaliar as possibilidades de ressarcimento face aos danos sofridos em razão de condutas ilícitas, praticadas tanto pelos empregados que contribuíram para o ilícito, quanto pelas empreiteiras contratadas, a Eletrobras vem implementando diversas ações de governança e remediações. As investigações da "Operação Lava Jato" ainda não foram concluídas e o Ministério Público Federal poderá levar tempo considerável para concluir todos os procedimentos de apuração e divulgação dos fatos. Dessa forma, novas informações relevantes podem ser reveladas no futuro, o que poderá levar a Eletrobras a reconhecer ajustes adicionais nas suas demonstrações financeiras. A Eletrobras permanece com o contrato em vigor junto ao escritório norte-americano Hogan Lovells visando o encerramento das ações de investigação independente em curso com a consequente resolução do caso perante as autoridades norte-americanas. Adicionalmente, o atual contrato também prevê o acompanhamento das medidas de remediação, especialmente a implementação do programa de compliance, bem como as interações necessárias, com autoridades brasileiras e americanas, com vistas à resolução de ações de investigação.

NOTA 5 – NOVOS PRONUNCIAMENTOS CONTÁBEIS EMITIDOS PELO IASB IFRS 9 / CPC 48 – Instrumentos Financeiros A IFRS 9/CPC 48 aborda a classificação, a mensuração e o reconhecimento de ativos e passivos financeiros. As principais alterações deste pronunciamento são:

1. Novos critérios de classificação de ativos financeiros; 2. Novo modelo de impairment para ativos financeiros, híbrido de perdas esperadas e incorridas, em

substituição ao modelo atual de perdas incorridas; e 3. Flexibilização das exigências para adoção da contabilidade de hedge.

IFRS 15 / CPC 47 – Receitas de contratos com clientes

Achados da Investigação - Santo Antônio 31/12/2017

Madeira Energia S.A 122.841

Balanço PatrimonialProvisão de Impairment registrado - total (314.038)Reversão de Impairment 122.841Baixa de Investimentos - Madeira Energia S.A (122.841)

Demonstração de resultado do períodoReversão de Provisão de impairment (Provisões Operacionais) (122.841)

Perda em investimentos - Madeira Energia S.A 122.841


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A IFRS 15/CPC 47 substituirá as orientações atuais de reconhecimento da receita presente na IAS 18/CPC 30 (R1) - Receitas, IAS 11/CPC 17 (R1) - Contratos de Construção e as interpretações relacionadas, quando se tornar efetiva. Os princípios fundamentais da IFRS 15/CPC 47 são de que uma entidade deve reconhecer a receita para representar a transferência ou promessa de bens ou serviços a clientes no montante que reflete sua consideração de qual valor espera ser capaz de trocar por aqueles bens ou serviços. Especificamente, a norma introduz um modelo de 5 passos para o reconhecimento da receita:

1. Identificar o(s) contrato(s) com o cliente. 2. Identificar as obrigações de desempenho definidas no contrato. 3. Determinar o preço da transação. 4. Alocar o preço da transação às obrigações de desempenho previstas no contrato. 5. Reconhecer a receita quando (ou conforme) a entidade atende cada obrigação de desempenho.

Com a IFRS 15/CPC 47, a entidade reconhece a receita quando o “controle” dos bens ou serviços de uma determinada operação são transferidos ao cliente. A Companhia aufere receitas provenientes principalmente das seguintes fontes: a) Suprimento e fornecimento de energia elétrica (geração e distribuição) A Companhia reconhece a receita pelo valor justo da contraprestação a receber no momento em que a energia é fornecida, mediante a multiplicação do consumo faturado medido pela tarifa vigente, além de reconhecer a receita não faturada através de estimativa, correspondente ao do consumo de energia medido na data da última leitura e o encerramento do período das demonstrações financeiras. De acordo com a IFRS 15/CPC 47, a Companhia só pode contabilizar os efeitos de um contrato com um cliente quando for provável que receberá a contraprestação à qual terá direito. Ao avaliar se a possibilidade de recebimento do valor da contraprestação é provável, deve-se considerar apenas a capacidade e a intenção do cliente de pagar esse valor. Assim, contratos celebrados com clientes que apresentam longo histórico de inadimplência e que por diversos motivos não estão com o fornecimento de energia suspenso, poderão deixar de ter as respectivas receitas reconhecidas no momento do faturamento (por não ser provável o recebimento da contrapartida) e sim no momento do efetivo recebimento. A Companhia identificou dois clientes nessa situação, ou seja, com atraso no pagamento das faturas superior a 24 (vinte e quatro meses): Boa Vista Energia e CEA, entretanto, as dívidas dessas empresas estão renegociadas e totalmente provisionadas, portanto não houve impacto nas demonstrações financeiras encerradas em 2017. b) Venda na Câmara de Comercialização de Energia – CCEE A Companhia reconhece a receita pelo valor justo da contraprestação a receber no momento em que o excedente de energia é comercializado no âmbito da CCEE. A contraprestação corresponde a multiplicação da quantidade de energia vendida para o sistema pelo Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha impactos sobre esta receita em suas demonstrações financeiras. c) Receita pela disponibilidade da Rede Elétrica Essa receita é constituída pelo serviço de disponibilização da rede de distribuição e remunera a Companhia pela prestação do serviço ao consumidor final, que compreende consumidores cativos e livres, com base na cobrança de uma tarifa homologada pela ANEEL. Com base na análise de sua carteira de clientes, a Companhia identificou títulos a vencer a uma taxa de 0,55% e títulos vencidos até 90 dias a uma taxa de 36,50% conforme demonstrativo a seguir:


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Com base em sua avaliação quanto à aplicação da IFRS 15/CPC 47 nesta categoria de receitas, a Companhia identificou uma perda estimada no valor de R$ 2.499. d) Receita de construção da infraestrutura da concessão Essa receita é constituída por investimentos em infraestrutura, com o objetivo de manutenção da operação até o término do contrato de concessão. A Companhia é remunerada principalmente por aprimoramento da infraestrutura para prestação dos serviços de transmissão e distribuição de energia elétrica. A margem de construção adotada é igual à zero, pois há a contrapartida em custos pelo mesmo valor, para permitir posteriormente a Companhia a explorar esta infraestrutura e obter suas demais receitas. A receita de construção é reconhecida ao longo da execução da obra, juntamente com o custo. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo sobre estas receitas em suas demonstrações financeiras. e) Receita de operação e manutenção Corresponde a um percentual do faturamento da receita anual permitida - RAP, que é informado mensalmente pelo ONS e destinado para a remuneração dos serviços de operação e manutenção, a fim de evitar a interrupção da disponibilidade das instalações. A Companhia reconhece a receita pelo valor justo da contraprestação a receber no momento em que o faturamento da RAP é informado. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo sobre estas receitas em suas demonstrações financeiras. f) Outras receitas A Companhia possui outras fontes de receita de atividades relacionadas com a concessão de serviço público, que podem ser inerentes aos seus segmentos ou receitas de atividades acessórias. Com base em sua avaliação, a Companhia não espera que a aplicação da IFRS 15/CPC 47 tenha um impacto significativo sobre estas receitas em suas demonstrações financeiras.

Transição A Companhia adotará a IFRS 15/CPC 47 usando o método de efeito cumulativo, com aplicação inicial da norma na data inicial (ou seja, 1º de janeiro de 2018). Como resultado, a Companhia não aplicará os requerimentos da IFRS 15/CPC 47 ao período comparativo apresentado.

A vencerVencidos até

90 dias Total

Receita Uso da rede básica 191.157 3.957

Estimativa de permanência em atraso 0,55% 36,50%

Valor da perda estimada 1.055 1.444 2.499

CLIENTES


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NOTA 6 – CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA

As aplicações financeiras referem-se às operações compromissadas disponíveis nos fundos de investimentos em que a Eletronorte possui recursos aplicados. Estas operações possuem garantia de recompra diária pelos fundos, a uma taxa previamente estabelecida entre as partes e são lastreadas em títulos públicos.

31/12/2017 31/12/2016

Caixa e depósitos bancários à vista 16.913 5.946 Aplicações financeiras de curto prazo 2.995 3.046 TOTAL 19.908 8.992


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NOTA 7 – CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS 7.1. Composição das Contas a Receber

A variação verificada no saldo da conta de comercialização de energia é decorrente da inadimplência referente às faturas de energia junto a CCEE no exercício de 2016, que provocou aumento no saldo de clientes naquele exercício comparado com o exercício corrente. A redução no saldo de Suprimento deve-se à renegociação com a Companhia de Eletricidade do Amapá, de débito no valor de R$ 305.057, atualizado até outubro de 2017, data do Instrumento de Reconhecimento, Renegociação e Parcelamento de Dívidas. Do total do débito, a Companhia aprovou a remissão de R$ 64.624, restando um saldo de R$ 240.432 a ser pago pela CEA.

Fornecimento de Energia

Industrial 118.585 - - - 72 - - - - - - 118.657 96.413

118.585 - - - - 72 - - - - - - 118.657 96.413

Suprimento Energia - Moeda Nacional 297.028 - - - - - - 73.801 126.045 - 486.785 (686.631) 297.028 542.698

Encargos de Uso da Rede Elétrica 198.343 - 3.967 8.996 1.386 17.820 (28.274) - - - - - 202.238 109.650 Energia Elétrica de Curto Prazo 64.768 - - 3.851 - - (3.136) - - - - - 65.483 313.019 Ajuste a Valor Presente (Celpa) - - - - - - - - - - - - (291)

560.139 - 3.967 12.847 1.386 17.820 (31.410) 73.801 126.045 - 486.785 (686.631) 564.749 965.076 TOTAL 678.724 - 3.967 12.847 1.386 17.892 (31.410) 73.801 126.045 - 486.785 (686.631) 683.406 1.061.489

VALORES CORRENTES VALORES RENEGOCIADOSCORRENTE A VENCER CORRENTE VENCIDA Provisão p/

Devedores Duvidosos

RENEGOCIADA A VENCER RENEGOCIADA VENCIDA Provisão p/ Devedores Duvidosos

Mais de 360 dias

Até 60 dias31/12/2017 31/12/2016

DESCRIÇÃO Até 60 dias Mais de 60

diasAté 90 dias

De 91 a 180 dias

De 181 a 360 dias

Mais de 60 dias

Até 60 diasMais de 60

dias


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7.2. Provisão para créditos de liquidação duvidosa (PCLD) A provisão é constituída com base na análise individualizada dos créditos relevantes, vencidos a partir de 30 dias, sendo provisionados aqueles onde não há certeza no seu recebimento, em função do histórico de pagamento e inadimplência. O montante provisionado é considerado suficiente, pela Administração, para cobertura de eventuais perdas na realização destes ativos. Em virtude do não pagamento das parcelas do instrumento vencidas em 2016, do histórico do não pagamento de dívidas e da existência de evidências de falta de capacidade financeira da Boa Vista Energia em honrar o montante devido, a Companhia provisionou o total da dívida, cujo saldo em 31 de dezembro de 2017 perfaz o montante de R$ 452.953, atualizado mensalmente. Também foram provisionados o total dos créditos junto a CEA, cujo valor vem sendo corrigido mensalmente e em 31 de dezembro de 2017 monta R$ 233.861.

NOTA 8 – SERVIÇOS EM CURSOS Valores relativos aos serviços próprios e de terceiros em curso pelo sistema de Ordens de Serviços – ODS, previsto no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. O saldo compreende, em grande parte, os gastos com pesquisa e desenvolvimento (P&D). NOTA 9 – TRIBUTOS COMPENSÁVEIS E DIFERIDOS 9.1. Tributos compensáveis Os impostos e contribuições a recuperar estão demonstrados abaixo considerando as eventuais perdas de realização:

Saldo em 31/12/2015 (242.930)

Constituição (336.210)

Reversão/Baixa -

Saldo em 31/12/2016 (579.140)

Constituição (138.901)

Reversão/Baixa - Saldo em 31/12/2017 (718.041)

Nota 31/12/2017 31/12/2016Retenções na fonte (IR / CS) 288.124 226.749 PIS/PASEP/COFINS 52.868 13.629 ICMS 739 743 Outros 106 5.419 Total circulante 341.837 246.540

ICMS 9.1.1 33.904 36.563 Total não circulante 33.904 36.563

Total 375.741 283.103


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O item retenções na fonte IR/CS possui um saldo elevado decorrente, basicamente, do Imposto de renda pago a maior e valores ajustados de apurações anteriores. 9.2. Tributos diferidos Foram constituídos ativos e passivos fiscais diferidos (imposto de renda e contribuição social), conforme demonstrado a seguir:

Tais efeitos contemplam a aplicação das alíquotas de 9% para contribuição social e 25% para imposto de renda. O cálculo da alíquota efetiva de impostos sobre o lucro do exercício está evidenciado na nota 39. 9.2.1. Outros ativos fiscais diferidos Conforme estudo técnico de viabilidade realizado pela Companhia, com base em histórico de rentabilidade e expectativa de geração de lucros tributários futuros foi possível estimar a realização dos créditos tributários oriundos de prejuízos fiscais e base negativa de CSLL e disponíveis para compensação. Abaixo a composição dos outros ativos fiscais diferidos:

9.3. Estimativa de realização A realização dos ativos não circulantes foi estimada conforme abaixo:

Nota 31/12/2017 31/12/2016

Ativo fiscal diferido Instrumentos financeiros derivativos 13.561 14.966 Efeitos atuariais 28.379 22.457 Outros ativos fiscais diferidos 9.2.1 2.236.813 2.166.331

2.278.753 2.203.754

Passivo fiscal diferido Instrumentos financeiros derivativos - 77.783 Reserva de reavaliação (VNR/RBSE) 707.546 578.458 Efeitos atuariais - 5.263

707.546 661.504

Ativo (passivo) fiscal diferido líquido 1.571.207 1.542.250

31/12/2017 31/12/2016Prejuízos Fiscais 682.950 797.434 Provisão p/ crédito de liq. duvidosa 282.627 247.434 Contingências 231.252 202.517 Outras provisões 427.341 316.260 Provisão de PLR 47.396 34.488 Provisão PAE 7.571 - Total do IR diferido 1.679.137 1.598.133

Bases de cálculo negativas 204.820 279.940 Provisão p/ crédito de liq. duvidosa 101.746 89.076 Contingências 83.251 72.906 Outras provisões 153.842 113.854 Provisão de PLR 11.291 12.422 Provisão PAE 2.726 - Total do CS diferida 557.676 568.198

Total 2.236.813 2.166.331


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9.4. Inconstitucionalidade da Lei nº 9.718/1998 – PIS/PASEP E COFINS Em julgamento realizado no dia 9 de novembro de 2005, o Supremo Tribunal Federal (STF) decidiu pela inconstitucionalidade do parágrafo 1º do artigo 3º, da Lei nº 9.718/1998, que pretendeu equiparar o termo "faturamento" à totalidade das receitas auferidas pelas empresas, independentemente da classificação contábil adotada e não somente das receitas de vendas e/ou prestação de serviços, para fins de cálculo e recolhimento de PIS/PASEP e COFINS. O referido julgamento do STF diz respeito, e produz efeitos imediatos, exclusivamente às partes interessadas. Não obstante, tal decisão reflete o entendimento do plenário do STF sobre a questão e o precedente beneficiará a todos que ingressarem na justiça, pois, muito provavelmente, a decisão da Corte máxima será observada pelos demais tribunais do país. O período de abrangência da citada decisão é de fevereiro/1999 a novembro/2002, para o PASEP e de fevereiro/1999 a janeiro/2004 para a COFINS, antes, portanto, da entrada em vigor das Leis nºs 10.637/2002 e 10.833/2003, que criou o regime de apuração não cumulativa das referidas contribuições. Na Companhia, o recálculo destas contribuições, expurgando as receitas financeiras, não operacionais e a receita de subvenção concedida pela Conta de Consumo de Combustível (CCC) resultou num montante recolhido a maior de R$ 192.565, já atualizado pela taxa de juros SELIC, até a data do balanço. Inicialmente, a Companhia ingressou com recurso administrativo junto à Secretaria da Receita Federal do Brasil (RFB) no sentido de obter o reconhecimento do direito a restituição dos valores pagos a maior, em decorrência da declaração de inconstitucionalidade da ampliação de base de cálculo de tais contribuições pelo STF. Diante do indeferimento do pleito pela RFB, a Companhia ingressou com ação judicial visando preservar os seus direitos. O valor dessa ação não está refletido no balanço por se configurar como ativo contingente. NOTA 10 – INVESTIMENTOS TEMPORÁRIOS Títulos e Valores Mobiliários:

31/12/2017 31/12/2016

2018 287.309 217.731

2019 239.760 239.107

2020 144.519 144.126

2021 291.469 290.675

2022 359.308 358.330

2023 393.560 392.489

Após 2023 562.828 561.296

Total do Não circulante 2.278.753 2.203.754

31/12/2017 31/12/2016

Fundos de InvestimentosFundos exclusivos 6.544 64.204 Outros fundos 786.834 212.882

CIRCULANTE 793.378 277.086

Outros 87 258 NÃO CIRCULANTE 87 258

TOTAL 793.465 277.344


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As aplicações financeiras são realizadas, principalmente, em fundos de investimentos, lastreadas em títulos do Tesouro Nacional, realizadas com o Banco do Brasil S.A. e a Caixa Econômica Federal. Os fundos possuem alta liquidez, baixo risco de crédito e no ano de 2017, a rentabilidade média correspondeu a 119% do rendimento do Certificado de Depósito Interbancário – CDI. 10.1. Circulante A Companhia e suas investidas classificam os títulos e valores mobiliários pelo valor justo, ou seja, o valor dos títulos negociados no mercado atual em condições usuais.

NOTA 11– INSTRUMENTOS FINANCEIROS DERIVATIVOS Os instrumentos financeiros derivativos reconhecidos pela Companhia foram classificados como derivativos embutidos. Derivativo embutido é um componente de instrumento híbrido (combinado) que também inclui um contrato principal não derivativo – em resultado disso, alguns dos fluxos de caixa do instrumento combinado variam de forma semelhante a um derivativo isolado. O derivativo embutido faz com que alguns ou todos os fluxos de caixa que de outra forma seriam exigidos pelo contrato sejam modificados de acordo com a taxa de juros especificada, preço de instrumento financeiro, preço de mercadoria, taxa de câmbio, índice de preços ou de taxas, avaliação ou índice de crédito, ou outra variável, desde que, no caso de variável não financeira a variável não seja específica de uma das partes do contrato. Atualmente existem na Companhia dois contratos que possuem derivativos embutidos. Os saldos ativos e passivos dos instrumentos financeiros derivativos embutidos estão demonstrados a seguir:

Valor de Custo

Valor Justo

AjusteLíquido

% Participação

Valor de Custo

Valor Justo

AjusteLíquido

% Participação

Banco do Brasil - Fundos ExclusivosExtramercado Exclusivo 10 4211 6.295 6.544 249 100,00 60.425 64.204 3.779 92,00

LTN 6.295 6.544 249 34.969 36.511 1.542 NTNB - - - - - - NTNF - - - 25.456 27.693 2.237

Extramercado Exclusivo 16 - - - 0,00 - - - 0,00LTN - - - - - - NTNF - - - - - -

Outros Fundos 784.158 786.834 2.678 - 212.521 212.882 361 - Operações Compromissadas 59.352 59.352 - 22.433 22.433 - LTN 642.850 645.525 2.675 158.102 158.464 362 NTN-F 81.956 81.957 3 31.986 31.986 -

Total 790.453 793.378 2.927 - 272.946 277.086 4.140 -

Instrumentos Financeiros mensurados ao valor justo

por meio do resultado

31/12/2017 31/12/2016

Nota

Circulante Não Circulante TOTAL Circulante Não Circulante TOTAL

Ativo

Contratos Energia Elétrica 11.1 209.327 216.904 426.231 127.808 100.965 228.773 209.327 216.904 426.231 127.808 100.965 228.773

PassivoDebêntures 11.2 291 39.594 39.885 332 43.685 44.017

291 39.594 39.885 332 43.685 44.017

31/12/2017 31/12/2016


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No quadro abaixo está demonstrado o impacto dos instrumentos financeiros derivativos no resultado da Companhia.

11.1. Contratos de fornecimento de energia elétrica A Companhia celebrou, no exercício de 2004, contratos de longo prazo para fornecimento de energia elétrica para seus principais clientes: BHP Billiton, atual South32 Brasil S.A. e com a empresa Alumínio Brasileiro S.A. – Albrás. Parte da receita desses contratos de longo prazo está associada ao pagamento de um prêmio atrelado ao preço internacional do alumínio, cotado na London Metal Exchange (LME), como ativo básico para fins de definição dos valores mensais do prêmio. O prêmio decorrente do contrato de venda de energia, avaliados suas características, pode ser considerado como um componente de um contrato híbrido (combinado), que inclui um contrato não derivativo que o abriga. Esse prêmio faz parte do contrato principal e possui características específicas de correção associadas à flutuação do preço do alumínio no mercado internacional e ainda pela variação na cotação do dólar. Assim, o prêmio é considerado um derivativo embutido, pois a sua precificação deriva do preço do alumínio que é definido neste caso como o ativo básico, também conhecido como ativo subjacente. Os detalhes dos contratos são os seguintes:

O cálculo do prêmio desses contratos inclui o conceito de cap and floor band, relacionado ao preço do alumínio cotado na LME. O preço máximo e mínimo da LME está limitado a US$ 2.773,21/ton e US$ 1.450/ton, respectivamente. A metodologia para avaliação dos derivativos embutidos leva em consideração técnicas de avaliação que convertem valores futuros (por exemplo, fluxos de caixa ou receitas e despesas) em um valor único atual, ou seja, utilização de fluxo de caixa descontado. A mensuração do valor justo é determinada com base no valor indicado pelas expectativas de mercado atuais em relação a esses valores futuros, logo, se trata de uma abordagem de receita. Para atribuir o valor justo da parte híbrida do contrato é necessário identificar os principais componentes que quantificam o montante faturado mensalmente. As principais variáveis do contrato são: a quantidade de energia vendida (MWh), o preço atribuído à LME e o valor do câmbio do período faturado. Considerando que o prêmio está associado ao preço da commodity da LME, é possível atribuir o fair value destes contratos.

Inicial Final

Albrás 01/07/2004 31/12/2024

BHP Billiton (South32) 01/07/2004 31/12/2017 315 MW

750 até 31/12/2006 e 800 apartir de 01/01/2007

Data do contrato CLIENTE Volume em megawatts médios (MW)

31/12/2017 31/12/2016 RECEITA FINANCEIRA Ganhos com derivativos

Contratos Energia Elétrica 233.255 182.462 Debêntures 4.131 36.252

237.386 218.714 DESPESA FINANCEIRA

Perdas com derivativos Contratos Energia Elétrica (35.797) -

(35.797) -

TOTAL GERAL 201.589 218.714


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A desvalorização do Dólar frente ao Real no período compreendido entre Dezembro de 2016 (U$ 3,35) e Dezembro de 2017 (U$ 3,30) de 1,4% foi compensada pela valorização de 21,2% no preço da tonelada do alumínio cotado em U$ 1.722 em Dezembro de 2016, contra U$ 2.087 em Dezembro de 2017, o que contribui para o aumento na expectativa do valor justo para os derivativos no período analisado. O ganho apurado na operação com derivativos em dezembro de 2017 foi de R$ 197.458 e está representado no resultado financeiro (Nota 36). Em dezembro de 2016, ganho de R$ 182.462. 11.2. Contratos de debêntures A Estação Transmissora de Energia S.A., antiga investida da Companhia, que foi incorporada em 31 de março de 2014, firmou contrato de emissão de debêntures, em junho de 2011 com liberação de recursos a partir de 2013, junto ao Banco da Amazônia S.A. (BASA), a qual administra os recursos do Fundo de Desenvolvimento da Amazônia (FDA), com a finalidade de captação de recursos para implementação do projeto de estação retificadora e aterramento da subestação coletora. As condições financeiras e as informações da dívida, atualizada até 31 de dezembro de 2017, estão descritos na nota 20. O contrato possui cláusula contratual que prevê a possibilidade de conversão destas debêntures em ações da Companhia a critério da SUDAM, limitados a 50% das debêntures emitidas, de acordo com a avaliação da Companhia é possível atribuir um valor ao montante que seria atribuído a SUDAM em caso desta conversão, por esses motivos há a identificação de um derivativo embutido no contrato. Para determinação do valor do derivativo foram utilizadas as seguintes métricas: cálculo do valuation da investida, apuração do valor da sua ação e o cálculo do valor presente do contrato. O ganho apurado nesta operação com derivativos em dezembro de 2017 foi de R$ 4.131 e está representado na demonstração do resultado financeiro (Nota 36). Em dezembro de 2016, ganho de R$ 36.252. O ganho apurado no período é decorrente do fluxo de quitação das debêntures conjugado com a redução no valor estimado do valuation do empreendimento, ou seja, houve redução no valor de ação o que fez com que o custo de se converter o saldo das debêntures em ações da Companhia diminuísse. NOTA 12 – CRÉDITOS JUNTO À CERON Em dezembro de 2015 foi firmado Instrumento de Reconhecimento e Parcelamento de Dívida e outras avenças junto à CERON objetivando a regularização do débito proveniente do pagamento realizado ao Produtor Independente Termonorte I e II. Este valor foi apurado a partir da vigência da Lei 12.111/2009, atualizado pela taxa SELIC.

No quadro abaixo estão demonstrados os valores a receber da CERON em 31 de dezembro de 2016 e 31 dezembro de 2017:

Circulante Não Circulante Total

Créditos em 31/12/2016 189.762 2.029.303 2.219.065

Atualização monetária e transferências do período 60.743 209.721 270.464

Saldo em 31/12/2017 250.505 2.239.024 2.489.529

( - ) Ajuste a valor presente (18.769) - (18.769)

Saldo total em 31/12/2017 231.736 2.239.024 2.470.760


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A Companhia considera possível o recebimento dos créditos devidos pela CERON, respaldada por documentos normativos emitidos pelo Ministério de Minas e Energia, pela ANEEL e principalmente pela decisão tomada pelos acionistas na 170ª Assembleia Geral Extraordinária da Eletrobras, que aprovou:

A venda da integralidade das ações, menos 1 (uma) ação ordinária, emitidas pela Centrais Elétricas de Rondônia S.A (doravante denominada “Ceron”), de titularidade da Eletrobras, em leilão de desestatização a ser promovido pela Brasil, Bolsa, Balcão S.A. – B3, pelo preço de R$ 50.000,00 (cinquenta mil reais), associada à outorga de concessão pelo Poder Concedente pelo prazo de 30 (trinta) anos, nos termos do § 1º-A do art. 8º da Lei nº 12.783/2013 e conforme condições estabelecidas na Resolução do Conselho de Parceria de Investimentos – CPPI número 20, de 08 de novembro de 2017, com as alterações das Resoluções do Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos – CPPI número 28, de 22 de novembro de 2017, e número 29, de 28 de dezembro de 2017, incluindo a assunção, pela Eletrobras, de dívidas da referida Distribuidora e/ou conversão de dívidas da referida Distribuidora em aumento de capital, pela Eletrobras, no valor de até R$ 1.872.522.463,42 (um bilhão, oitocentos e setenta e dois milhões, quinhentos e vinte e dois mil, quatrocentos e sessenta e três reais e quarenta e dois centavos), no prazo estabelecido pela 169ª Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 28 de dezembro de 2017;

Que a Eletrobras assuma direitos da Ceron, referentes à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC e a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, reconhecidos nas Demonstrações Financeiras das Distribuidoras na data base dos estudos considerando os ajustes até 30 de junho de 2017, no valor de até R$ 3.847.293 mil (três bilhões, oitocentos e quarenta e sete milhões, duzentos e noventa e três mil reais), devendo a Eletrobras assumir, em contrapartida, obrigações em valores equivalentes, conforme condições estabelecidas na Resolução do Conselho de Parceria de Investimentos – CPPI número 20, de 08 de novembro de 2017, com as alterações das Resoluções do Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos – CPPI número 28, de 22 de novembro de 2017, e número 29, de 28 de dezembro de 2017.

No período a Companhia contabilizou ajuste a valor presente sobre os créditos da CERON no montante de R$ 18.769, (R$ 45.005 em 2016), tendo por base os custos que seriam incorridos caso seja necessária a captação recursos no mercado em função do não recebimento por parte da CERON. A estimativa de custo para esta captação foi calculada para o período de 12 meses e com base na taxa de juros de 111% da SELIC definida na Resolução Normativa ANEEL Nº 748/2016 que autoriza o gestor do fundo RGR a conceder empréstimo às Distribuidoras com o objetivo de criar condições para a continuidade e a prestação adequada dos serviços.

NOTA 13 – OUTROS ATIVOS

CDI Spreed Total

2016 234.767 13.63% 5,54% 19,71% 1 ANO (45.005) 2017 250.505 6,75% 0,74% 7,49% 1 ANO 18.769

Saldo ajuste a valor presente (26.236)

Custo de captação

Exercício Termonorte II /

CERONTaxa de captação

Período


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13.1 Direito de Ressarcimento Refere-se aos valores a serem reembolsados pela CCC, relativos às aquisições de óleo combustível para geração de energia elétrica nos sistemas isolados, a partir de agosto de 2009, nos termos do art. 3º da Lei nº 12.111/2009. A provisão para créditos de liquidação duvidosa, no montante de R$ 56.648 em 2015 decorre da diferença verificada entre o valor da compra de óleo pela Companhia, para geração de energia elétrica, e o preço estabelecido pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), sendo este considerado pela ANEEL para fins de reembolso. A Companhia ingressou com medida judicial visando preservar seus direitos. Em função da homologação pela ANEEL do segundo termo aditivo de 1º de julho de 2013, assinado entre a Eletronorte, CERON, Termo Norte e Eletrobras, as obrigações assumidas anteriormente pela Companhia para este contrato passaram para CERON, não cabendo mais à Companhia o reembolso por parte da CCEE (nota 12). Não houve movimentação de valores no período. 13.2. Serviços prestados a terceiros Refere-se, principalmente, aos Contratos de Compartilhamento de Instalações e aos serviços de Operação e Manutenção prestados por empregados da Companhia a outras empresas do setor elétrico, cuja contrapartida está reconhecida no resultado do exercício. 13.3. Numerários Vinculados às Garantias e aos Convênios

Nota 31/12/2017 31/12/2016

CIRCULANTE Direto de ressarcimento 13.1 56.648 56.648 Empregados 9.556 5.999 Serviços prestados a terceiros 13.2 25.187 25.833 Dispêndios reembolsáveis 68.308 100.037 Numerários Vinculados às Garantias e Convênios 13.3 42.004 78.343 Créditos Boa Vista Energia S.A. (SE Distrito Industrial) 13.4 32.634 21.294 Outros 78.836 33.780 (-) Provisão p/créditos de liquidação duvidosa (200.300) (168.458) TOTAL DO CIRCULANTE 112.873 153.476

NÃO CIRCULANTEREALIZÁVEL A LONGO PRAZO Despesas pagas antecipadamente - 16.355 Créditos Boa Vista Energia S.A. (SE Distrito Industrial) 13.4 27.195 33.462 Numerários Vinculados às Garantias e Convênios 13.3 409.339 272.321 Outros 222 6.952 (-) Provisão p/créditos de liquidação duvidosa (43.882) (56.640) TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 392.874 272.450

TOTAL GERAL 505.747 425.926

31/12/2017 31/12/2016

Numerários vinculados - Garantias e Convênios 42.004 78.343 CIRCULANTE 42.004 78.343

Aplicações de numerários vinculados - Garantias e Convênios 409.339 272.321 NÃO CIRCULANTE 409.339 272.321

TOTAL 451.343 350.664


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Os numerários vinculados às Garantias e aos Convênios são aqueles recursos que não podem ser utilizados imediatamente, pois são valores constantes em conta corrente e aplicações financeiras de garantias e convênios. 13.4. Créditos renegociados Boa Vista Energia S.A Esse saldo se refere aos valores que estavam pendentes de recebimento junto à Boa Vista Energia S.A, oriundos da SE Distrito Industrial, e que foram integralmente provisionados. NOTA 14 – DEPÓSITOS JUDICIAIS E CAUÇÕES Refere-se a valores vinculados a processos judiciais e administrativos, conforme relacionado:

NOTA 15 – BENS E DIREITOS PARA USO FUTURO

As informações a respeito dos bens registrados, transitoriamente, a título de uso futuro no serviço concedido, são as seguintes: 15.1. Terrenos Representados por áreas urbanas e rurais, em fase de avaliação quanto à sua destinação, localizadas em Manaus (AM), São Luís (MA), Porto Velho (RO) e Rio Branco (AC). Inclui, ainda, o terreno destinado à construção da futura sede da Companhia em Brasília (DF). Exceto pelo terreno destinado a futura sede, os demais foram totalmente provisionados. 15.2. Edificações, obras civis e benfeitorias Conjunto de edificações específicas, de caráter técnico-operacional e administrativo, decorrentes de desativação de usina termelétrica e subestação, localizadas em Belém (PA) e Porto Velho (RO), e que, devido ao longo tempo em desuso, foram provisionadas em 2012. 15.3. Máquinas e equipamentos . Compensador estático Localizado em Manaus (AM), e que, devido ao longo tempo em desuso, foi provisionado em 2012. . UTE Balbina

31/12/2017 31/12/2016

Trabalhistas 130.021 128.570

Tributários 71.391 61.599

Cíveis 22.965 33.954

Outros 244.714 225.874

( - ) Provisão (53.112) -

Total não circulante 415.979 449.997

Nota 31/12/2017 31/12/2016

Terrenos 15.1 61.969 61.969 Edificações, obras civis e benfeitorias 15.2 5.146 5.146 Máquinas e equipamentos 15.3 96.482 96.482 (-) Provisão para redução ao valor recuperável (91.024) (91.024)

72.573 72.573


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Em 14 de agosto de 2012, a Companhia iniciou um processo de seleção de parceiros, visando à criação de Sociedade de Propósito Específico (SPE), para o projeto de uma nova usina termelétrica (UTE Biomassa), com o aproveitamento dos equipamentos inicialmente adquiridos para implementação da UTE Balbina, utilizando-se a biomassa proveniente dos reservatórios da UHE Teles Pires e da UHE Colíder, ambas localizadas no estado de Mato Grosso. O saldo contábil referente a UTE Balbina, no montante de R$ 73.109, está totalmente provisionado no balanço da companhia. NOTA 16 – BENS E ATIVIDADES NÃO VINCULADAS À CONCESSÃO DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA Composição dos saldos:

16.1. Adiantamento para futuro aumento de capital Refere-se a recursos destinados a aumento do capital das Sociedades de Propósito Específicos, nas quais a Companhia tem participação societária, conforme demonstrado a seguir:

Os contratos de adiantamentos para futuro aumento de capital vigentes nesse período são corrigidos pelo IPCA.

Nota 31/12/2017 31/12/2016

Participações societárias Controladas - - Controladas em conjunto 16.2 4.913.288 4.109.656 Coligadas 16.2 113.319 111.644

5.026.607 4.221.300

Adiantamento para futuro aumento de capital 16.1 416 670 Deságio na combinação de negócio (171.974) (171.974) Imobilizado não vinculado à concessão 1.900 1.899

Total 4.856.949 4.051.895

Investidas 31/12/2017 31/12/2016

Manaus Transmissora de Energia S.A. 416 415

Brasventos EOLO Geradora de Energia S.A. - 255

Total não circulante 416 670


DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 2017 90

16.2. Movimentação das participações societárias permanentes na controladora:

Conforme determinado nos acordos de acionistas das investidas, os aumentos de capital são aprovados e efetuados por todos os seus investidores, na proporção de suas participações. Os saldos ora apresentados na coluna “Resultado de participações societárias”, possuem reflexo em conta de resultado, com o mesmo título, na demonstração do resultado do exercício.

Avaliadas pelo método de equivalência patrimonial Saldo em 31/12/2016

Aumento de capital

Dividendos recebidos

Impairment Resultado de partic. societárias

Saldo em 31/12/2017

Participações societárias Controladas em conjunto

Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. 41.743 - (15.335) - 9.664 36.072

Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. 374.789 191.345 - (30.419) 12.434 548.149 Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 127.338 - (7.805) (24.965) 3.994 98.562 Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. 20.779 254 - - 4.850 25.883 Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. 33.643 - - - 4.085 37.728 Companhia Energética Sinop 37.700 161.014 - 177.441 (106.407) 269.748 Construtora Integração Ltda 25.879 - (4.829) - 2.810 23.860 Integração Transmissora de Energia S.A. 153.126 - (15.394) - 21.620 159.352 Manaus Construtora Ltda 25.397 - - - 331 25.728 Manaus Transmissora de Energia S.A. 190.765 - - 57.478 26.802 275.046 Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 652.684 - - 28.622 70.284 751.590 Norte Energia S.A. 2.150.393 231.368 - - (15.082) 2.366.679 Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. 20.192 - - - 3.063 23.255 Transmissora Matogrossense de Energia S.A. 106.480 5.880 (1.960) - 12.783 123.183 Transnorte Energia S.A. 148.748 - - - (295) 148.453

4.109.656 589.861 (45.323) 208.157 50.936 4.913.288 Coligadas -

Energética Águas da Pedra S.A. 111.644 - (19.979) - 21.654 113.319

111.644 - (19.979) - 21.654 113.319

Total 4.221.300 589.861 (65.302) 208.157 72.590 5.026.607

Passivo a descobertoControladas em conjuntoAmapari Energia S.A. (11.695) - - - (1.885) (13.580)

(11.695) - - - (1.885) (13.580)

TOTAL 4.209.605 589.861 (65.302) 208.157 70.705 5.013.027



16.3. Resumo das informações financeiras das empresas investidas a) Balanço patrimonial

Para a investida Amapari Energia S.A. foram utilizadas informações financeiras na data base de 30.11.2017. *Para as demais investidas foram utilizadas informações financeiras das Demonstrações Financeiras na data base de 31.12.2017. b) Resultado do período

Para a investida Amapari Energia S.A. foram utilizadas informações financeiras na data base de 30.11.2017. *Para as demais investidas foram utilizadas informações financeiras das Demonstrações Financeiras na data base de 31.12.2017. 16.4. Controladas em conjunto 16.4.1. Amapari Energia S.A.

Particip. (%)

Caixa e equivalente

de caixa

Outros ativos

circulantes Ativo não circulante Ativo total

Empréstimos e financiamentos

(passivo circulante)

Outros passivos

circulantes


(passivo não circulante)

Outros passivos

não circulantes

Patrimônio líquido

GeraçãoAmapari Energia S.A. 49,00 6.600 323 2.014 8.937 - 32.948 - 3.706 (27.717) Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. * 24,50 14.956 4.414 202.361 221.731 8.625 4.563 93.439 12.905 102.199 Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. * 24,50 64.401 4.807 217.741 286.949 8.660 9.882 93.811 20.605 153.991 Companhia Energética Sinop S.A. * 24,50 216.130 10.709 1.908.867 2.135.706 22.292 101.362 887.365 23.673 1.101.014 Energética Águas da Pedra S.A. * 24,50 32.155 50.486 741.313 823.954 35.400 55.976 277.707 13.333 441.538 Norte Energia S.A. * 19,98 6.662 758.559 40.310.362 41.075.583 1.707.983 1.616.848 25.546.587 651.068 11.553.097 Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. * 24,50 28.413 4.017 199.801 232.231 9.090 6.511 98.476 19.790 98.364

TransmissãoAETE-Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. * 49,00 6.773 19.893 50.435 77.101 - 2.969 - 517 73.615 Belo Monte Transmissora de Energia S.A. * 24,50 405 661.310 5.964.864 6.626.579 112.149 102.184 2.539.617 856.262 3.016.367 Brasnorte Transmissora de Energia S.A. * 49,71 122 29.634 290.151 319.907 - 8.926 - 62.486 248.495 Construtora Integração Ltda * 49,00 1 1.587 49.209 50.797 - 2.001 - 103 48.693 INTESA-Integração Transmissora de Energia S.A. * 37,00 96 184.418 440.251 624.765 31.822 26.806 57.719 88.622 419.796 Manaus Construtora Ltda * 30,00 9 3.155 87.715 90.879 - 4.507 - 47.678 38.694 Manaus Transmissora de Energia S.A. *(DRAFIT) 30,00 61.494 173.981 2.386.043 2.621.518 74.449 95.821 688.775 374.384 1.388.089 Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. *(DRAFIT) 49,00 98.638 314.214 3.615.305 4.028.157 75.597 133.354 797.490 913.135 2.108.581 TME-Transmissora Matogrossense de Energia S.A. * 49,00 6.831 72.110 336.922 415.863 13.273 41.239 109.784 37.302 214.265 TNE-Transnorte Energia S.A. * 49,00 8.168 7.502 291.903 307.573 - 1.388 - 3.367 302.818

Dados financeiros em 31/12/2017 - R$ Mil

Receita operacional

líquida Custo de operação Lucro bruto Despesas

operacionais Receira

financeira Despesa financeira

Lucro antes do imposto de renda

Impostos sobre o lucro

Lucro (prejuízo)

líquido

Depreciação e

amortização GeraçãoAmapari Energia S.A. 49,00 - (159) (159) (2.632) 777 (1.017) (3.031) - (3.031) - Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. * 49,00 56.623 (29.181) 27.442 141 2.836 (9.974) 20.445 (3.796) 16.649 (10.123) Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. * 24,50 66.064 (32.545) 33.519 (1.743) 4.910 (10.267) 26.419 (4.459) 21.960 (10.993) Companhia Energética Sinop S.A. * 24,50 - - - (665.600) 8.420 (382) (657.562) 223.251 (434.311) (418) Energética Águas da Pedra S.A. * 24,50 240.155 (109.040) 131.115 (2.544) 8.176 (31.682) 105.065 (16.679) 88.386 (22.411) Norte Energia S.A. * 19,98 2.598.916 (1.861.984) 736.932 (46.482) 98.227 (754.831) 33.846 (17.520) 16.326 (7.936) Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. * 24,50 59.015 (29.618) 29.397 (359) 2.238 (10.516) 20.760 (3.325) 17.435 (10.051)

TransmissãoAETE-Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. * 49,00 28.541 (4.911) 23.630 (2.814) 811 (222) 21.405 (1.683) 19.722 (36) Belo Monte Transmissora de Energia S.A. * 24,50 2.236.720 (1.621.201) 615.519 (15.472) 13.712 (347.477) 266.282 (198.322) 67.960 (167) Brasnorte Transmissora de Energia S.A. * 49,71 25.087 (6.431) 18.656 (1.337) 541 (164) 17.696 (4.148) 13.548 (1) Construtora Integração Ltda * 49,00 - - - (211) 1.588 1.126 2.503 5.696 8.199 - INTESA-Integração Transmissora de Energia S.A. * 37,00 131.890 (48.487) 83.403 (4.699) 3.560 (11.058) 71.206 (12.812) 58.394 - Manaus Construtora Ltda * 30,00 - - - (211) 5 1.108 902 202 1.104 - Manaus Transmissora de Energia S.A. *(DRAFIT) 30,00 164.073 (17.707) 146.366 8.007 7.526 (73.557) 88.342 (33.385) 54.957 - Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. *(DRAFIT) 49,00 313.543 (25.786) 287.757 (5.541) 10.787 (118.060) 174.943 (63.522) 111.421 (870) TME-Transmissora Matogrossense de Energia S.A. * 49,00 70.564 (17.834) 52.730 (1.900) 1.624 (12.429) 40.025 (7.993) 32.032 - TNE-Transnorte Energia S.A. * 49,00 2.992 (2.292) 700 (2.063) 715 (16) (664) 209 (455) -

Particip. (%)

Dados financeiros em 31/12/2017 - R$ Mil


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A Secretaria de Estado de Meio Ambiente do Amapá concedeu à SPE, em 06 de maio de 2008, Licença de Operação de número 0106/2011, renovada no dia 24 de novembro de 2011, com vigência de 01 ano. Por intermédio da Resolução Autorizativa nº 1.369, de 20 de maio de 2008, a ANEEL concedeu autorização para a SPE estabelecer-se como Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE), com capacidade instalada inicial de 23MW, pelo prazo de 29 anos. Tal capacidade foi revisada, passando para 21,6 MW, conforme Despacho ANEEL nº 3.751, de 14 de outubro de 2008. 16.4.2. Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. A Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. foi constituída em 04 de março de 2010 e tem por objeto a implantação, operação, manutenção e exploração das instalações de geração eólica, seu sistema de transmissão de energia elétrica associado e demais obras complementares ao Parque Eólico Rei dos Ventos 1, localizado no município de Galinhos, no Rio Grande do Norte. 16.4.3. Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. A Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. foi constituída em 20 de abril de 2010, e tem por objeto a implantação, operação, manutenção e exploração das instalações de geração eólica, seu sistema de transmissão de energia elétrica associado e demais obras complementares ao Parque Eólico Miassaba 3, localizado no município de Macau, no Rio Grande do Norte. 16.4.4. Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. A Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. foi constituída em 04 de março de 2010, e tem por objeto a implantação, operação, manutenção e exploração das instalações de geração eólica, seu sistema de transmissão de energia elétrica associado e demais obras complementares ao Parque Eólico Rei dos Ventos 3, localizado no município de Galinhos, no Rio Grande do Norte. 16.4.5. Norte Energia S.A. A Norte Energia S.A. é uma SPE de capital fechado constituída em 21 de julho de 2010, com o objetivo de conduzir as atividades necessárias a implantação, operação, manutenção e exploração da UHE Belo Monte, no rio Xingu, localizada no Estado do Pará, e das instalações de transmissão de interesse restrito à central geradora. 16.4.6. Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. A Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em 13 de novembro de 2003, com o objetivo de construir, implantar, operar e manter as instalações de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado – LT 230 KV Subestação Coxipó/ Subestação Cuiabá e LT 230 KV Subestação Cuiabá/Subestação Rondonópolis. 16.4.7. Brasnorte Transmissora de Energia S.A. A Brasnorte Transmissora de Energia S.A. é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em 7 de dezembro de 2007, e tem por objeto social a construção, implantação, operação e manutenção do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica, da rede básica do Sistema Elétrico Interligado, relativo às Linhas de Transmissão LT Jubá - Jauru e LT Maggi - Nova Mutum, ambas em 230 kV, com aproximadamente 129 e 273 km, respectivamente, e subestações SE Juba, em 300 MVA, e SE Maggi, de 100 MVA, ambas em 230/138 kV, entradas de linha e instalações vinculadas, bem como as demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio, conforme consta no Edital de Leilão nº 004/2007, emitido pela ANEEL.


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16.4.8. Companhia Energética Sinop A Companhia Energética Sinop S.A. é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em 28 de outubro de 2013, com sede em Brasília – Distrito Federal e tem por objeto social único e exclusivo a construção, implantação, operação, manutenção e exploração comercial da UHE Sinop, incluindo as instalações de interesse restrito à Usina, como a LT Sinop/Se Cláudia, Se Cláudia e Se UHE Sinop, conforme consta no Edital de Leilão nº 006/2013, emitido pela ANEEL. Essa UHE será implantada no rio Teles Pires, sub-bacia 17, bacia hidrográfica do Rio Amazonas, nos Municípios de Itaúba e Cláudia, Estado do Mato Grosso, e consiste no aproveitamento do potencial hidráulico, com potência instalada de, no mínimo, 400 MW. Conforme Contrato de Concessão de Uso de Bem Público para Geração de Energia Elétrica nº 01/2014 – MME-UHE SINOP, de 26 de fevereiro de 2014 a União outorgou à SPE, pelo prazo de 35 anos, a concessão dos serviços de geração de energia elétrica, e o início de suas atividades operacionais está previsto para 31/12/2018. 16.4.9. Construtora Integração Ltda. A Construtora Integração Ltda foi constituída em 30 de junho de 2009, tendo como objeto exclusivo a construção, montagem e serviços sociais associados às instalações referentes ao lote G do leilão ANEEL nº 007/ 2008, compreendendo a elaboração do projeto básico, projeto exclusivo, execução das obras, serviços e fornecimento necessários à realização completa e integral do Empreendimento, necessários para a construção da Linha de Transmissão LT +/- 600KV coletora Porto Velho - Araraquara 2, em corrente contínua, circuito simples, com origem na subestação Porto Velho no Estado de Rondônia e término na subestação Araraquara 2, no Estado de São Paulo, bem como as demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle e telecomunicação, a ser integrada à Rede Básica do Sistema Interligado Nacional. 16.4.10. Integração Transmissora de Energia S.A. A Integração Transmissora de Energia S.A é uma sociedade por ações, de capital fechado, constituída em 20 de dezembro de 2005. Possui como objeto social a construção, implantação, operação e manutenção das instalações do serviço público de energia elétrica da rede básica do sistema elétrico interligado, composto pela Linha de Transmissão 500kV Colinas/Serra da Mesa 2, localizado nos Estados de Tocantins e Goiás, que compõem 25 municípios entre Colinas do Tocantins - TO e Colinas do Sul - GO. 16.4.11. Manaus Construtora Ltda. A Manaus Construtora Ltda. foi constituída em 30 de janeiro de 2009, tendo como objetivo a construção, montagem e fornecimento de materiais, mão de obra e equipamentos para a Linha de Transmissão 500KV Oriximaná/Cariri CD, SE Itacoatiara 500/138 KV e SE Cariri 500/230 KV. 16.4.12. Manaus Transmissora de Energia S.A. A Manaus Transmissora de Energia S.A. é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em 22 de abril de 2008, com o propósito específico de explorar concessões de serviços públicos de transmissão de energia elétrica, prestados mediante a implantação, operação, manutenção e construção de instalações de transmissão da rede básica do sistema elétrico brasileiro interligado, segundo os padrões estabelecidos na legislação e regulamentos em vigor. 16.4.13. Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. A Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. é uma sociedade anônima de capital fechado, de prazo indeterminado, constituída em 6 de maio de 2008, tendo como objeto social, único e exclusivo, a construção, implantação, operação e manutenção do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica da Rede Básica do Sistema Elétrico Interligado, composto pela Linha de Transmissão Coletora Porto Velho - Araraquara 2,


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n° 2, em Corrente Contínua, em cerca de 600kV bem como as demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio, nos termos do Contrato de Concessão firmado com a União Federal, por meio da ANEEL. Em 13 de dezembro de 2017 a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. teve seus ativos de transmissão leiloados como parte do processo de sua recuperação judicial iniciada em 29 de janeiro de 2016. Considerando que a Companhia (49%) é acionista da Norte Brasil Transmissora juntamente com a Abengoa Concessões Brasil Holding (51%), e o Acordo de Acionista da Norte Brasil Transmissora prevê direito de preferência no caso de alienação de ações, a Companhia foi notificada para manifestar-se sobre o exercício do Direito de Preferência/Direito de Venda Conjunta para alienação das ações. Em 19 de janeiro de 2018, o Conselho de Administração da Companhia deliberou não adquirir das ações da Abengoa Concessões pertencentes a Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 16.4.14. Transmissora Matogrossense de Energia S.A. A Transmissora Matogrossense de Energia S.A. foi constituída em 02 de julho de 2009 com o propósito específico de exploração de linhas de transmissão de energia elétrica e tem por objeto planejar, implantar, construir, operar e manter instalações de transmissão de energia elétrica e serviços correlatos. Pelo Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 025/2009 – ANEEL, de 19 de novembro de 2009, foi outorgada à SPE pela União, a concessão dos serviços de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos e iniciou suas atividades operacionais em 22 de novembro de 2011. 16.4.15. Transnorte Energia S.A. A Transnorte Energia S.A. foi constituída em 24 de outubro de 2011 com o propósito específico de exploração de linhas de transmissão de energia elétrica (LT Lechuga/Equador/BoaVista) e subestações asssociadas (SE Equador/SE Boa Vista), situadas nos Estados do Amazonas e de Roraima, e tem por objetivo planejar, implantar, construir, operar e manter instalações de transmissão de energia elétrica e serviços correlatos. Pelo Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 003/2012 – ANEEL, de 25 de janeiro de 2012, foi outorgada à SPE pela União a concessão dos serviços de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos. Considerando a impossibilidade da Transnorte em dar prosseguimento ao empreendimento objeto do Contrato de Concessão nº 003/2012-ANEEL, devido a dificuldade na obtenção das licenças ambientais, no dia 05 de setembro de 2015 protocolizou junto a Agencia Nacional de Energia Elétrica – ANEEL a carta requerendo a rescisão amigável do citado contrato de concessão, mediante o ressarcimento integral dos investimentos realizados, bem como os danos emergentes e lucros cessantes. No dia 13 de dezembro de 2016 a Transnorte recebeu, por meio de Despacho da ANEEL Nº 3.265, o posicionamento sobre o pedido de rescisão amigável. A ANEEL recomendou acolher o pedido da Transnorte e no mérito dar-lhe provimento reconhjecendo que há elementos para extinção do Contrato de Concessão. Diante dos fatos, a ANEEL encaminhou no dia 13 de dezembro de 2016 os autos do processo ao Ministério de Minas e energia para que o mesmo conclua sobre o referido pedido requerido pela Transnorte. Em 21de fevereiro de 2018 o Ministério de Minas e Energia encaminhou o Ofício nº 66/2018/SPE-MME à ANEEL, informando o não acatamento do pedido de rescisão amigável do contrato de concessão, dispondo que é competência da ANEEL analisar a situação de modo a promover, se assim entender, o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato. A Companhia entente que estão sendo empreendidos diversos esforços no sentido de alcançar alternativas que viabilizem o reequilíbrio econômico-financeiro da Concessão, bem como, a continuidade da implantação do empreendimento, com participação do Poder Concedente, demais órgãos de governo, incluindo os de licenciamento ambiental e os acionistas, portanto, estima que não há efeito a ser contabilizado em suas demonstrações financeiras encerradas do exercício de 2017.


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16.4.16. Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. A Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. é uma SPE de capital fechado, constituída em 20 de março de 2014 com o objetivo de implantação e exploração do empreendimento composto pelas instalações de transmissão de energia (LT Xingu / Estreito e Estações Conversoras junto às respectivas subestações), que atravessa os estados do Pará, Tocantins, Goiás e Minas Gerais. Pelo Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 014/2014 – ANEEL, de 16 de junho de 2014, foi outorgada à SPE pela União a concessão dos serviços de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos e o início de suas atividades operacionais ocorreu em 11/12/2017, com antecipação de dois meses em relação à data contratual. 16.5. Coligadas 16.5.1. Energética Águas da Pedra S.A. A Energética Águas da Pedra S.A. é uma SPE de capital fechado, constituída em 3 de abril de 2007 com o objetivo de construir e operar a UHE Dardanelos com o seu sistema de transmissão. A usina, construída no Município de Aripuanã, em Mato Grosso, no Rio Aripuanã, tem capacidade nominal de 261 MW e um reservatório de 0,24 km², o que corresponde à melhor relação entre a área inundada e energia gerada já construída no Brasil. A operação da UHE Dardanelos é terceirizada pela empresa ENEX O&M de Sistemas Elétricos Ltda. 16.6. Impairment das investidas A Companhia, conforme orienta o CPC 01, testa anualmente a recuperabilidade dos seus ativos de longa duração, dos segmentos de transmissão e geração. Nas demonstrações financeiras do Grupo Eletrobras de 31 de dezembro de 2016, foram realizados testes de Impairment sob a ótica do investidor para as seguintes SPEs: Norte Energia S.A, Companhia Energética Sinop, Belo Monte Transmissora de Energia S.A., Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. e Manaus Transmissora de Energia S.A. Para as demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2017, o Grupo Eletrobras definiu que, além das SPEs testadas em 2016, o teste de impairment deveria ser realizado também em todas as SPEs que fazem parte do processo de Transferência de participação para a Eletrobrás (Nota 17.8 – Plano de Desinvestimento). Considerando este critério foram realizados testes de impairment sob a ótica do investidor para as seguintes SPEs: Norte Energia S.A, Companhia Energética Sinop, Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A., Norte Brasil Transmissora de Energia S.A., Manaus Transmissora de Energia S.A., Integração Transmissora de Energia S.A., Brasnorte Transmissora de Energia S.A., Transmissora Matogrossense de Energia S.A., Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A., Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A., Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. e Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. Para tanto foi solicitado para cada SPE o teste de impairment de seus ativos que foram analisados pela Companhia, para que refletissem as políticas e premissas utilizadas no teste de impairment corporativo, mas de forma a respeitar as especificidades de cada SPE. Além disso, foram realizados ajustes patrimoniais com o objetivo de refletir nestes testes a ótica de investidor. O resultado do impairment foi contabilizado em despesas operacionais e está demonstrado na nota de investimento (17.2 - Movimentação das participações societárias).


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16.8. Plano de Desinvestimento Em 14 de junho de 2017, em atendimento ao plano de desinvestimento previsto no Plano Diretor de Negócios e Gestão 2017-2021 do grupo Eletrobras, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o início do processo de transferência das participações societárias detidas pela Companhia para a controladora das seguintes investidas: Manaus Transmissora de Energia S.A., Integração Transmissora de Energia S.A., Brasnorte Transmissora de Energia S.A., Transmissora Matogrossense de Energia S.A., Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A., Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A., Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. e Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. Em 29 de setembro de 2017, a ANEEL aprovou a transferência da participação da Companhia nas referidas SPEs. Em dezembro de 2017, o Conselho de Administração da Companhia, por meio de Termo Aditivo ao Instrumento de Dação em Pagamento, aprovou a exclusão da Belo Monte Transmissora de Energia – BMTE do rol de SPEs que serão transferidas para a controladora. As participações societárias da Companhia nessas investidas permanecem classificadas como investimento aguardando a efetiva transferência dos ativos que por sua vez depende de autorização dos órgãos competentes, SEST e ANEEL, além das instituições financeiras, caso existam financiamentos contratados pelas investidas



NOTA 17 – IMOBILIZADO 17.1. Composição do imobilizado

Ativo Imobilizado em Serviço

Valor Bruto em 2016 Adições

(A)Baixas

(B)Transferência

s (C) Reavaliação

Valor Bruto em

31/12/2017

Adições Líquidas

= (A)+(B)+CDepreciação

Acum.

Valor Líquido em

31/12/2017

Valor Líquido em

31/12/2016

Obrigações Especiais

BrutasAmortização

Acum.

Obrigações Especiais Líquidas

Geração Terrenos 63.386 - - (329) - 63.057 (329) - 63.057 63.386 (1.078) - (1.078) Reservatórios, Barragens e Adutoras 8.396.309 - - 5.200 - 8.401.509 5.200 (5.351.488) 3.050.021 3.237.646 (139.546) 40.250 (99.296) Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 2.522.618 - - (196.636) - 2.325.982 (196.636) (1.372.889) 953.093 1.184.184 (38.962) 10.520 (28.442) Máquinas e Equipamentos 6.502.805 - (1.805) (123.907) - 6.377.093 (125.712) (3.957.199) 2.419.894 2.680.215 (106.213) 29.122 (77.091) Veículos 12.162 - (1.516) 739 - 11.385 (777) (9.236) 2.149 2.040 (319) 126 (193) Móveis e Utensílios 5.546 - (141) 436 - 5.841 295 (4.152) 1.689 1.562 (109) 36 (73) (-) Redução ao Valor Recuperável (621.653) 148.021 - - - (473.632) 148.021 23.027 (450.605) (613.473) - - -

16.881.173 148.021 (3.462) (314.497) - 16.711.235 (169.938) (10.671.937) 6.039.298 6.555.560 (286.227) 80.054 (206.173) Transmissão Terrenos 22.466 - - 330 - 22.796 330 - 22.796 22.466 (1.493) - (1.493) Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 1.020.866 - - 228.861 - 1.249.727 228.861 (692.157) 557.570 372.005 (11.743) 3.103 (8.640) Máquinas e Equipamentos 17.131.835 - (23.341) 419.127 - 17.527.621 395.786 (9.855.905) 7.671.716 8.250.323 (174.328) 36.417 (137.911) Veículos 35.566 - (2.853) 2.339 - 35.052 (514) (24.758) 10.294 11.804 (458) 149 (309) Móveis e Utensílios 5.357 - (186) 222 - 5.393 36 (3.528) 1.865 1.996 (107) 29 (78) (-) Redução ao Valor Recuperável (2.065.803) (505.375) - - - (2.571.178) (505.375) 1.157.726 (1.413.452) (2.065.803) - - -

16.150.287 (505.375) (26.380) 650.879 - 16.269.411 119.124 (9.418.622) 6.850.789 6.592.791 (188.129) 39.698 (148.431) Administração Terrenos - - - - - - - - - - - - - Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 14.947 - - (14.947) - - (14.947) - - 9.269 - - - Máquinas e Equipamentos 121.523 - (3.608) (31.186) - 86.729 (34.794) (54.121) 32.608 58.457 (867) 223 (644) Veículos 6.666 - (144) 349 - 6.871 205 (4.578) 2.293 2.091 (41) 11 (30) Móveis e Utensílios 6.195 - (575) 226 - 5.846 (349) (3.912) 1.934 2.036 (69) 23 (46)

149.331 - (4.327) (45.558) - 99.446 (49.885) (62.611) 36.835 71.853 (977) 257 (720) Comercialização Terrenos 406 - - - - 406 - - 406 406 - - - Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 5.059 - - - - 5.059 - (1.651) 3.408 3.595 - - - Máquinas e Equipamentos 99.247 - (2) 9.847 - 109.092 9.845 (40.891) 68.201 61.522 - - - Veículos 1.096 - - - - 1.096 - (580) 516 647 - - - Móveis e Utensílios 205 - - 1 - 206 1 (92) 114 126 - - -

106.013 - (2) 9.848 - 115.859 9.846 (43.214) 72.645 66.296 - - - Total Ativo Imobilizado em Serviço 33.286.804 (357.354) (34.171) 300.672 - 33.195.951 (90.853) (20.196.384) 12.999.567 13.286.500 (475.333) 120.009 (355.324)


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Ativo Imobilizado em Curso Valor Bruto em

31/12/2016 Adições (A) Baixas (B) Transferências (C) Reavaliação Valor Bruto em

31/12/2017

Adições Líquidas =

(A)+(B)+(C)

Depreciação Acum.

Valor Líquido em 31/12/2017

Valor Líquido em

31/12/2016)

Geração Máquinas e Equipamentos 49.802 957 - (19.677) - 31.082 (18.720) - 31.082 49.802 Outros 107.267 24.371 (2.066) (38.882) - 90.690 (16.577) - 90.690 107.267

157.069 25.328 (2.066) (58.559) - 121.772 (35.297) - 121.772 157.069 Transmissão Máquinas e Equipamentos 248.995 62.664 (3.816) (94.592) - 213.251 (35.744) - 213.251 248.995

Edificações, Obra Civil e Benfeitorias (634) 905 - 3.988 - 4.259 4.893 - 4.259 (634) Outros 345.984 43.103 (16.904) (121.224) - 250.959 (95.025) - 250.959 345.984

594.345 106.672 (20.720) (211.828) - 468.469 (125.876) - 468.469 594.345 Administração Máquinas e Equipamentos 65.776 619 - (2.129) - 64.266 (1.510) - 64.266 65.776 Outros 99.503 3.239 (2.358) (18.713) - 81.671 (17.832) - 81.671 99.503

165.279 3.858 (2.358) (20.842) - 145.937 (19.342) - 145.937 165.279 Comercialização Máquinas e Equipamentos 9.724 957 - (6.290) - 4.391 (5.333) - 4.391 9.724 Outros 8.577 54 - (3.748) - 4.883 (3.694) - 4.883 8.577

18.301 1.011 - (10.038) - 9.274 (9.027) - 9.274 18.301

Total Ativo Imobilizado em Curso 934.994 136.869 (25.144) (301.267) - 745.452 (189.542) - 745.452 934.994

Total do Ativo Imobilizado 34.221.798 (220.485) (59.315) (595) - 33.941.403 (280.395) (20.196.384) 13.745.019 14.221.494



A composição das adições do ativo imobilizado do exercício da controladora, por tipo de gastos capitalizado, é como segue:

As principais taxas anuais de depreciação por macroatividade, de acordo com a Resolução Normativa nº 674, de 11 de agosto de 2015, são as seguintes:

2017 2016

Ativo Imobilizado Taxas anuais

médias de depreciação (%)

Valor BrutoDepreciação e Amortização Acumulada

Valor líquido Valor líquido

Em serviçoGeração Custo Histórico 2,37% 16.711.235 (10.671.937) 6.039.298 6.555.560

16.711.235 (10.668.937) 6.039.298 6.555.560 Transmissão Custo Histórico 3,45% 16.269.411 (9.418.622) 6.850.789 6.592.791

16.269.411 (9.418.622) 6.850.789 6.592.791 Administração Custo Histórico 10,72% 99.446 (62.611) 36.835 71.853

99.446 (62.611) 36.835 71.853 Comercialização Custo Histórico 3,01% 115.859 (43.214) 72.645 66.296

115.859 (43.214) 72.645 66.296 Em Curso Geração 121.772 - 121.772 157.069 Transmissão 468.469 - 468.469 594.345 Administração 145.937 - 145.937 165.279 Comercialização 9.274 - 9.274 18.301

745.452 - 745.452 934.994

TOTAL 33.941.403 (20.193.384) 13.745.019 14.221.494

Adições do Ativo Imobilizado em Curso Material / Equipamentos

Serviços de Terceiros

Mão de Obra Própria

Juros Capitalizados

Depreciação e

Amortização

Outros Gastos Total

Terrenos Reservatórios, Barragens e Adutoras Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 905 905 Máquinas e Equipamentos 29.428 21.491 38.736 701 90.356 Móveis e Utensílios 238 174 313 6 731 A Ratear 14.485 10.578 19.465 348 44.876 Total das Adições 44.151 33.148 58.514 - - 1.055 136.868


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De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019 de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a estes serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. O ato normativo que regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica concede autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão. As dez principais adições (pelo critério de valor) ao imobilizado no exercício foram:

As dez principais baixas (pelo critério de valor) do imobilizado em serviço no exercício foram:

Taxas anuais de depreciação

Geração (%) Equipamento geral 6,25% Equipamentos da tomada d'água 3,70% Estrutura da tomada d'água 2,86% Reservatórios, barragens e adutoras 2,00% Turbina hidráulica 2,50%

Transmissão

Condutor do sistema Classe de Tensão Igual ou Superior a 69KV 2,70% Classe de Tensão Inferior a 69KV 3,57% Conjunto de Cadeia de Isoladores 2,70% Equipamento geral 6,25% Estrutura do sistema Torre 2,70% Poste 3,57% Religadores 4,00%

Administração central

Equipamento geral 6,25% Software 20,00% Veículo 14,29%

Comercialização

Equipamento geral 6,25% Edificação Casa de Força 2,00% Outras 3,33%

Descrição do bem em R$ mil

MECANISMO DE OPERACÃO AUTOMATICO 13.386 TRANSFORMADOR TRIFASICO 245-72,5-15 5.916 AUTOTRANSFORMADOR 230/138/13,8KV 10 5.796 REATOR 245 KV TRIFASICO 20 MVAR MOD 4.779 TRANSFORMADOR DE FORCA, 245-72,5-15 4.676 AUTO-TRANSFORMADOR DE FORCA MONOFAS 4.620 AUTO-TRANSFORMADOR DE FORCA MONOFAS 4.620 AUTO-TRANSFORMADOR DE FORCA MONOFAS 4.620 AUTOTRANSFORMADOR 230/138/13,8KV 10 4.337 ESTRUTURA SUPORTE DE BARRAMENTO 230 3.856


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17.2. Bens do sistema existente em 31 de maio de 2000 – Ativos RBSE Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria nº 120/2016 que regra o pagamento às empresas de transmissão de energia elétrica pelos bens reversíveis existentes em 31 de maio de 2000 (denominados Rede Básica Sistemas Existentes – RBSE). São abrangidos pela portaria os ativos reversíveis que não estavam depreciados até 31 de dezembro de 2012, quando essas empresas tiveram antecipados os vencimentos de contratos de concessão, nos termos da Lei nº 12.783/13 (de conversão da MP 579/12). A remuneração desses ativos se dará pela seguinte forma:

(i) pelo custo do capital correspondente aos ativos, composto por remuneração e depreciação acrescidos dos devidos tributos a partir do processo tarifário de 2017; (a) a remuneração será dada através do Custo Médio Ponderado de Capital; (b) a depreciação será paga em função da vida útil de cada ativo incorporado a Base de

Remuneração Regulatória;

(ii) o custo de capital não incorporado desde as prorrogações das concessões até o processo tarifário será atualizado e remunerado pelo custo de capital próprio; (a) a partir do processo tarifário de 2017 o custo de capital será remunerado pelo Custo Médio

Ponderado de Capital pelo prazo de oito anos.

(iii) para as empresas que ainda não tiveram os valores homologados foi considerado como melhor estimativa da administração o laudo de fiscalização emitido pela ANEEL;

A portaria cita que os valores devidos vão compor a base de remuneração regulatória das empresas, ou seja, serão repassados às tarifas de energia dos consumidores e que isso será iniciado a partir do processo tarifário de 2017. Além de compensar os ativos, a portaria também estabelece que o custo de capital incorrido pelas empresas possa ser incluído nos referidos valores. Em 18 de outubro de 2016 a Diretoria da ANEEL apreciou o relatório de fiscalização da SFF/ANEEL, e decidiu pela homologação do valor final para fins de pagamento da RBSE à Eletronorte, no valor líquido de R$ 2.579.312, referenciado em 31 de dezembro de 2012. Em 22 de dezembro de 2016, por meio do Despacho nº 3.371, a ANEEL orientou as concessionárias e permissionárias de energia elétrica sobre a forma de contabilização da RBSE das transmissoras, conforme item 3.1. do anexo ao citado despacho, transcrito abaixo: “3.1. RECONHECIMENTO DO LAUDO DE AVALIAÇÃO 11. A partir da homologação dos laudos de avaliação pela ANEEL, as concessionárias de transmissão de energia elétrica deverão reconhecer contabilmente seus efeitos no ativo imobilizado em contrapartida da

Descrição do bem em R$ mil

TRANSFORMADOR DE FORCA, 230KV, 13,8KV, 62,5MVA, TR (5.317) TRANSFORMADOR DE FORCA 69/13,8KV 33MVA COEMSA (2.140) TRANSFORMADOR DE POTENCIAL CAPACITIVO, 500KV, 100: (403) TRANSFORMADOR DE POTENCIAL CAPACITIVO, 500KV, 100: (403) GUINDASTE TEMA MOD T 20 MOVEL LANCA 28M CAP 18TON (346) CROMATOGRAFO DE IONS ICS2500 DIONEX COM ACESSORIOS (314) RETROESCAVADEIRA NEW HOLLAND MOD LB90 C/ PA CARREG (186) MICROCOMPUTADOR SERVIDOR C/ 4 PROCESSADORES 500 MH (183) VEICULO MICRO ONIBUS MARCOPOLO VOLARE MOD PLT W800 (101) VEICULO MICRO ONIBUS TP VAN IVECO DAILY 455 16 LUG (81)


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reserva de reavaliação, registrando a débito das contas correspondentes aos ativos 1232.2.0X.0X – Rede Básica, em contrapartida a crédito da conta 2403.1.01.01 – Reserva de Reavaliação. Considerando que o Laudo de Avaliação valora os ativos a Valor Novo de Reposição – VNR na data base de dezembro de 2012, as empresas deverão atualizar este valor, pelo IPCA, até a data de homologação do referido laudo.” Diante do exposto, a Companhia elaborou sua melhor estimativa apresentando os valores atualizados, os quais levaram em consideração as premissas elencadas na Portaria 120/2016 e efetuou a contabilização conforme orientação. Essa avaliação espelha a posição da Administração quanto aos valores a serem apreciados de forma final pela ANEEL em julho de 2017.

31/12/2012

Rede básica - RBSE - Saldo Residual (A) 1.697.671

Rede básica - RBSE - Laudo ANEEL (B) 2.579.312

31/12/2016

Atualização do laudo (C.) 819.705 Laudo atualizado (D = B+C) 3.399.017 Saldo Reconhecido (D-A) 1.701.346 Efeito Tributario (578.458) Valor Novo de Reposição-Reconhecido no Patrimonio Liquido 1.122.888

31/12/2017

Atualização do laudo (E.) 773.148 Laudo atualizado (F = B+E) 3.352.460 Depreciação RBSE (46.557)Efeito Tributario da depreciação 15.829 Saldo Reconhecido (F-A) 1.654.789 Efeito Tributario (562.629) Realização de Reserva (728) Valor Novo de Reposição-Reconhecido no Patrimonio Liquido 1.091.432



NOTA 18 – INTANGÍVEL A composição do intangível é como segue:

Valor Bruto em 31/12/2016

Adições (A)

Baixas (B)

Transferências (C) Reavaliação Valor Bruto em

31/12/2017Adições Líquidas =

(A)+(B)+(C)Amortização

Acum.Valor Líquido em

31/12/2017Valor Líquido em

31/12/2016Ativo Intangível em Serviço GeraçãoServidões 1.444 - - - - 1.444 - - 1.444 1.444 Softwares 366 - - 63 - 429 63 (299) 130 193 Risco Hidrológico Tucuruí 178.518 - - - - 178.518 - - 178.518 157.920 Outros - - - - - - - (41.196) (41.196) -

180.328 - - 63 - 180.391 63 (41.495) 138.896 159.557 TransmissãoServidões 148.697 - - - - 148.697 - - 148.697 148.697 Softwares 1.182 - - 1.984 - 3.166 1.984 (2.725) 441 675 Outros - Ágio PVTE 200.098 - - 2 - 200.100 1 (22.426) 177.674 185.942

349.977 - - 1.986 - 351.963 1.985 (25.151) 326.812 335.314 AdministraçãoSoftwares 61.190 - - (2.046) - 59.144 (2.046) (56.991) 2.153 5.240 Outros 351 - - - - 351 - - 351 351

61.541 - - (2.046) - 59.495 (2.046) (56.991) 2.504 5.591 ComercializaçãoServidões 11 - - 4.503 - 4.514 4.503 - 4.514 - Softwares 4.514 - - (4.503) - 11 (4.503) (11) - 2 Outros - - - - - - - - - 4.514

4.525 - - - - 4.525 - (11) 4.514 4.516

Subtotal 596.371 - - 3 - 596.374 2 (123.648) 472.726 504.978

Ativo Intangível em CursoGeraçãoServidões 341 - - (42) - 299 (42) - 299 300 Softwares - - - 42 - 42 42 - 42 42

341 - - - - 341 - - 341 342 Transmissão

Servidões 758 - - (103) - 655 (103) - 655 758 Softwares - - - 434 - 434 434 - 434 - Outros - - - 103 - 103 103 - 103 -

758 - - 434 - 1.192 434 - 1.192 758 Administração

Softwares 8.310 - - 356 - 8.666 356 - 8.666 8.507 Servidões 197 - - (197) - - (197) - - - Outros - - - - - - - - - -

8.507 - - 159 - 8.666 159 - 8.666 8.507 Comercialização

Outros 12 - - - - 12 - - 12 12 12 - - - - 12 - - 12 12

Subtotal 9.618 - - 593 - 10.211 593 - 10.211 9.619

Total do Ativo Intangível 605.989 - - 596 - 606.585 595 (123.648) 482.937 514.597



NOTA 19 – FORNECEDORES

19.1. Encargos de uso da rede elétrica Refere-se a obrigações perante Concessionárias do Serviço Público de Energia Elétrica, em função do encargo pelo transporte da potência de energia elétrica e dos valores a ele relacionados, conforme avisos de débitos emitidos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). 19.2. Fornecedores de energia elétrica Refere-se a obrigações decorrentes da compra de energia elétrica no âmbito da CCEE, da importação de energia elétrica da Venezuela para a revenda à Boa Vista Energia S.A, e, também, da energia comprada com compromisso de pagamento de longo prazo. O saldo do não circulante apresentou redução devido à quitação das parcelas decorrentes do fornecimento de energia elétrica à BTG Pactual em cumprimento ao contrato de compra e venda de energia na modalidade “swap”, firmado setembro de 2014. 19.2.1. Leilão de compra e venda de energia na modalidade “swap” (permuta) Em setembro de 2014, a Companhia promoveu uma oferta pública de compra e venda de energia elétrica na modalidade de “swap” (permuta) com o objetivo de cobrir as necessidades de compra/venda/uso da Eletronorte (own use). O vencedor do Leilão foi a BTG Pactual Comercializadora de Energia Ltda., única proponente do certame. Nessa operação a Companhia passou a comprar energia elétrica num preço máximo pré-estabelecido antes do início do leilão e se comprometeu a vender energia também num preço pré-estabelecido, conforme resumo a seguir: Fornecimento de Energia pela COMERCIALIZADORA Período de fornecimento: de 1° de agosto de 2014 a 31 de dezembro de 2014. Energia Contratada: 200 MW médios (duzentos megawatts médios). Preço Máximo: 720,00 R$/ MWh (setecentos e vinte reais por MWh) Fornecimento de Energia pela ELETRONORTE Período de fornecimento: de 10 de janeiro de 2016 a 31 de dezembro de 2018. Energia Contratada: 141 MW médios (cento e quarenta e um megawatts médios). Preço: R$ 162,60/MWh (cento e sessenta e dois reais e sessenta centavos por MWh).

Nota 31/12/2017 31/12/2016

Encargos de uso da rede elétrica 19.1 49.769 52.462 Fornecedores de energia elétrica 19.2 252.115 244.925 Fornecedores de materiais e serviços 106.299 121.471 Fornecedores de combustíveis 19.3 145.513 129.012 Total circulante 553.696 547.870

Fornecedores de energia elétrica 19.2 - 168.867 Total não circulante - 168.867

Total 553.696 716.737


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Para essa operação não haverá desembolso nem qualquer transferência de recursos financeiros, ou seja, haverá somente a troca de energia aos valores contratados conforme definido em leilão, com exceção dos pagamentos de tributos. A energia contratada será faturada mensalmente por meio de documentos de cobrança, emitidos nos termos da legislação vigente. As energias físicas objeto de “swap” (permuta) do referido contrato de compra e venda de energia, são equivalentes aos seguintes valores monetários e deverão ser registrados contabilmente:

Período MWh R$/MWh ValorAgosto a Dezembro/2014 734.200 662,03 486.062

116.999 603.061

COMPRA DE ENERGIA PELA ELETRONORTE

Encargos FinanceirosTotal

Período MWh R$/MWh ValorJaneiro a Dezembro/2016 1.238.544 162,60 201.387 Janeiro a Dezembro/2017 1.235.160 162,60 200.837 Agosto a Dezembro/2018 1.235.160 162,60 200.837 Total 3.708.864 162,60 603.061

VENDA DE ENERGIA PELA ELETRONORTE

A operação se assemelha a um financiamento para a Companhia, sendo que a energia elétrica objeto de compra é financiada e o pagamento é efetuado por meio da entrega futura de energia elétrica. Considerando os valores monetários, resultantes dos volumes físicos de energia elétrica, comprados e vendidos em bases comutativas, a diferença entre esses valores, de R$ 116,9 milhões, conforme demonstrado na tabela acima, refere-se a encargo financeiro da Companhia e que deverá ser apropriada pro-rata-temporis ao longo do prazo do financiamento (iniciando em agosto de 2014 e terminando em dezembro de 2018). Esse encargo financeiro como é explicito e negociado entre as partes está compatível com taxa de mercado. As operações de compra e de venda são registradas de forma separada (mas não de forma independente) quando da efetiva compra (afetando o passivo e a despesa ao longo de 2014 e 2015) e quando da efetiva venda (afetando contas a receber e a receita ao longo de 2016 a 2018). O valor negociado da compra de energia já reflete o valor presente, pois é efetuado com base nas tarifas correntes e assim sendo, sobre o passivo serão incorporados os encargos financeiros ao longo do tempo, e na medida em que o faturamento for auferido com a venda da energia elétrica, haverá a compensação entre “contas a pagar” e “contas a receber” a título de amortização. Os preços de compra e de venda acordados contratualmente entre a Companhia e a BTG Comercializadora são considerados os valores justos das respectivas transações, pois ocorreram entre partes independentes e em condições “não forçadas” (Leilão promovido por meio de um processo licitatório). O leilão contou com seis proponentes interessados: Brasil Comercializadora de Energias, BTG Pactual, Cemig, Delta Energia, COPEN Energia e Cesp. Após a avaliação dos documentos de inscrição conforme previsto no edital, três proponentes foram habilitados: BTG Pactual, Cemig e Cesp. O leilão foi promovido no dia 03 de setembro de 2014 e apenas o proponente BTG Pactual apresentou proposta. 19.3. Fornecedores de combustíveis Refere-se à aquisição de óleo combustível para funcionamento das usinas térmicas nos Estados do Acre, Rondônia e Amapá. A aquisição ocorreu para atender as usinas térmicas antes pertencentes ao sistema isolado.



NOTA 20 – EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E DEBÊNTURES As principais informações a respeito dos financiamentos e empréstimos em moedas estrangeiras e moeda nacional são as seguintes: 20.1. Abertura do Endividamento:

Juros de Principal Principal + Saldo Adim- Tipo de Indexador Spread Data Próximo Freqüência Data Próxima Vencimento Freqüência SistemáticaCurto Prazo Curto Prazo Juros LP Total plente? Garantia ou Juros % a.a. Pgto Juros Pgto Juros Amortização Final de Amortiz. Amortização

Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira ECR-257/97 - BID 7.165 42.751 277.884 327.800 Não 01/04/98 - US$ - 04/04/18 Semestral 04/04/18 06/04/25 Semestral SAC ECR-260/98 - EXIMBANK 1.289 16.515 107.349 125.153 Não 01/11/98 - Iene - 05/04/18 Semestral 04/04/18 06/04/25 Semestral SAC

8.454 59.266 385.233 452.953 -

Financ. / Emprést. Moeda Nacional ELETROBRAS ECF-2794/09 4.962 112.109 979.868 1.096.939 Não 30/09/09 - IPCA - 30/01/18 Mensal 30/01/18 31/12/29 Mensal Price C.E.F. CCB471.186-96 2.487 160.000 66.667 229.154 Não 23/05/16 - CDI - 16/01/18 Mensal 16/01/18 23/04/19 Mensal SAC BNDES-11.02.0281-ETE 1.333 33.050 327.745 362.128 Não 01/08/11 - TJLP - 16/01/18 Mensal 16/01/18 15/11/28 Mensal SAC ELETROBRAS ECF-2934/11 1.595 84.262 262.686 348.543 Não 12/08/11 - IPCA - 30/01/18 Mensal 30/01/18 30/08/23 Mensal Price BNDES-13.2.1171.1-PAR/PMIS 954 46.472 231.449 278.875 Não 23/12/15 - PJLP - 16/01/18 Mensal 16/01/18 15/12/23 Mensal SAC STATE GRID BRAZIL HOLDIN S/A 14.203 - 337.074 351.277 Não 30/07/15 - Não há - 28/01/20 Mensal 28/01/20 28/07/29 Mensal Price BNDES-10.2.2072.1-PVTE 6.447 21.456 201.245 229.148 Não 01/04/11 - Diversos - 16/01/18 Mensal 16/01/18 15/08/28 Mensal SAC Banco da Amazônia - ETE 4.244 14.453 181.866 200.563 Não 15/06/12 - Não há - 10/01/18 Mensal 10/01/18 10/07/31 Mensal SAC Banco da Amazônia - LVTE 491 11.199 179.456 191.146 Não 01/10/12 - Não há - 10/01/18 Mensal 10/01/18 10/11/32 Mensal Price BASA-043.011/0029-2 DEBÊNTURES - 22.658 180.099 202.757 Não 01/03/12 - TJLP - 15/04/18 Mensal 15/04/18 15/10/31 Semestral Price ELETROBRAS ECF-2092/01 729 23.107 106.649 130.485 Não 04/09/11 - Não há - 30/01/18 Semestral 30/01/18 30/12/23 Mensal SAC BNDES-11.2.1318.1-RBTE 365 10.787 88.990 100.142 Não 10/04/12 - TJLP - 16/01/18 Mensal 16/01/18 15/02/27 Mensal SAC ELETROBRAS ECF-2272/02 178 38.084 - 38.262 Não 31/10/02 - Não há - 30/01/18 Mensal 30/01/18 30/05/18 Mensal SAC ELETROBRAS ECF-2757/09 413 41.202 47.704 89.319 Não 04/12/09 - IPCA - 30/01/18 Mensal 30/01/18 30/06/21 Mensal SAC Banco do Nordeste 899 3.889 48.610 53.398 Não 03/06/11 - Não há - 03/01/18 Mensal 03/01/18 03/06/31 Mensal SAC ELETROBRAS ECF-2818/10 231 21.347 28.853 50.431 Não 26/05/10 - IPCA - 30/01/18 Mensal 30/01/18 30/10/21 Mensal SAC BNDES-13.2.0672.1- LECHUGA 77 2.562 19.873 22.512 Não 15/12/13 - TJLP - 16/01/18 Mensal 16/01/18 15/10/28 Mensal SAC BNDES-13.2.0673.1- MIRAMAR 61 2.511 16.925 19.497 Não 15/07/13 - TJLP - 16/01/18 Mensal 16/01/18 15/08/28 Mensal SAC C.E.F. 04.2403.763 3.229 154.767 321.424 479.420 Não 31/03/17 - CDI - 22/01/18 Mensal 22/01/18 30/03/21 Mensal SAC Outros 542 17.261 56.013 73.816 Não - - - - 00/01/00 - 00/01/00 00/01/00 - -

43.440 821.176 3.683.196 4.547.812

Total por Dívida Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 8.454 59.266 385.233 452.953 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 43.440 821.176 3.683.196 4.547.812

51.894 880.442 4.068.429 5.000.765

INSTITUIÇÃO / LINHA CREDORA Data Captação /

Repactuação



20.2. Abertura dos Ativos Financeiros:

20.3. Abertura dos Instrumentos Derivativos

20.4. Composição do Endividamento e Dívida Líquida

INSTITUIÇÃO / LINHA DEVEDORA Juros de Principal Principal + SaldoCurto Prazo Curto Prazo Juros LP Total

Ativos Financeiros Caixa e Aplicações Financeiras Caixa - 16.913 - 16.913 Equivalentes de Caixa BB Exclusivo 10 - 2.995 - 2.995

- 19.908 - 19.908

Aplic. Financ. BB EXCLUSIVO 10 32 6.511 - 6.543 Aplic. Financ. BB FAE 2 2.354 415.440 - 417.794 Aplic. Financ. CAIXA 22.869 346.172 - 369.041

25.255 768.123 - 793.378

Total Aplicações 25.255 788.031 - 813.286

Instituição / Contraparte Data Início Vencimento Ativo Passivo

Energia Elétrica Albrás/BHP Billiton 01/07/2004 31/12/2024 426.231 - Debêntures Banco da Amazônia 01/03/2012 15/10/2031 - 39.885

426.231 39.885

COMPOSIÇÃO DO ENDIVIDAMENTOJuros de Principal Principal + Total Total

Curto Prazo Curto Prazo Juros LP 2017 2016(+) Dívida Bruta Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 8.454 59.266 385.229 452.949 500.309 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 43.440 821.176 3.683.199 4.547.815 4.821.218

Tributária - 123.541 - 123.541 260.225

Fundo de Pensão (Benefícios pós-Emprego) - 7.138 31.186 38.324 24.656

Intrassetoriais - 308.118 - 308.118 299.617

Passivos Empresas Ligadas - 477.555 1.373.681 1.851.236 1.791.665

Derivativos a Pagar - 291 39.594 39.885 44.017

51.894 1.797.085 5.512.889 7.361.868 7.741.707

(-) Ativos Financeiros

Alta Liquidez (Caixa e equivalentes de caixa) - 19.908 - 19.908 19.959

Demais Aplicações Financeiras 25.255 768.123 - 793.378 277.086

Tributos Compensáveis - 341.837 33.904 375.741 283.103

Ativos Empresas Ligadas - 231.736 2.239.024 2.470.760 2.219.065

Derivativos a Receber - 209.327 216.904 426.231 228.773

25.255 1.570.931 2.489.832 4.086.018 3.027.986

Dívida Líquida 26.639 226.154 3.023.057 3.275.850 4.713.721


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NOTA 21 – OBRIGAÇÕES SOCIAIS E TRABALHISTAS

21 .1. Plano de Aposentadoria Extraordinário (PAE) Por meio do Plano de Negócios e Gestão (PDNG) 2017/2021, a controladora Eletrobras definiu uma série de medidas voltadas para redução de despesas operacionais e ganho de eficiência. Dentre as medidas está o Plano de Aposentadoria Extraordinário (PAE), aprovado pela Eletronorte em 23 de maio de 2017. Este plano prevê o pagamento de incentivos indenizatórios e benefícios de assistência à saúde aos empregados que preencham os seguintes requisitos:

1) Idade igual ou superior a 55 (cinquenta e cinco) anos, com pelo menos 10 (dez) anos de vínculo empregatício com a Companhia, no momento do desligamento, que se enquadre em uma das seguintes condições:

a) aposentados pela previdência oficial e;

b) em condições de aposentadoria pela previdência oficial de acordo com as regras atuais do INSS;

2) Reintegrados e anistiados à empresa por meio da Comissão Especial Interministerial (CEI) de Anistia – Lei nº 8.878/1994, (neste caso não há exigência de tempo mínimo de empresa, idade mínima ou obrigatoriedade de ser aposentado ou aposentável);

3) Idade inferior a 55 anos, com mais de 10 anos de empresa e já aposentados pelo INSS, ou integrantes de categorias que têm aposentadoria especial.

Abaixo o demonstrativo das principais condições e benefícios do plano:

Nota 31/12/2017 31/12/2016 Folha de pagamento

Folha de pagamento 34.881 41.279 Encargos sobre folha de pagamento 68.112 70.098

102.993 111.377 Obrigações estimadas

Provisão de férias e encargos 139.193 150.814 Provisão Plano de Aposentadoria Extraordinário (PAE) 21.1 6.352 - Outras 54.473 77.490

200.018 228.304

Total circulante 303.011 339.681

Obrigações estimadas

Provisão Plano de Aposentadoria Extraordinário (PAE) 21.1 25.409 - Outras - 7.162

Total não circulante 25.409 7.162

Total 328.420 346.843


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Para o cálculo do incentivo indenizatório foi considerada a remuneração fixa do mês da adesão ou do mês do desligamento, o que for maior. Adicionais de periculosidade, insalubridade e transferência, dentre outros, foram calculados pela média dos últimos doze meses. O efeito contábil líquido do PAE no resultado foi de R$ 148.116 NOTA 22 – TRIBUTOS

A redução significativa verificada no saldo total dos impostos é decorrente da quitação total em Dezembro de 2017 dos parcelamentos oriundos dos Programas de Regularização Tributária a que a Companhia havia aderido. 22.1. PIS e COFINS Contribuições devidas à Receita Federal do Brasil sobre a receita da Companhia apuradas por meio dos regimes cumulativo e não cumulativo de tributação. 22.2. Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS)

Parâmetros indenizatórios PAE - Etapa 1 PAE - Etapa 2

Adesão 05/06/2017 a 14/07/2017 17/07/2017 a 31/07/2017

Vigência (desligamentos) 10/07/2017 a 11/12/2017 14/08/2017 a 11/12/2017

Equivalente aos 40% do saldo para fins rescisórios do FGTS.

Equivalente aos 40% do saldo para fins rescisórios do FGTS.

Equivalente ao aviso prévio. Equivalente ao aviso prévio.

Incentivo indenizatório complementar (2) 50% sobre o valor do incentivo 30% sobre o valor do incentivo

Incentivo indenizatório mínimo (1+2) R$175 R$175

Assistência à saúde 60 meses 60 meses

Quantidade de desligamentos no ano 78 170

Incentivo indenizatório (1)

Nota 31/12/2017 31/12/2016

Impostos retidos na fonte 16.634 20.018 PIS e COFINS 54.391 44.284 ICMS 3.411 2.046 Contribuições previdenciárias 1.804 2.739 IRPJ / CSLL 45.555 15.707 ISS 594 834 Parcelamento IRPJ/CSLL - 37.679 Outros 1.152 1.902 Total Circulante 123.541 125.209

Parcelamento IRPJ/CSLL - 135.016 Passivo fiscal diferido 9.2 707.546 661.504 (-)Valor compensado Ativo 9.2 (707.546) (661.504) Total não circulante - 135.016 TOTAL 123.541 260.225


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Imposto devido aos fiscos estaduais, incidente sobre a venda de energia elétrica e nas aquisições de mercadorias e serviços, relativo à parcela do diferencial de alíquota das aquisições interestaduais. 22.3. Contribuições Previdenciárias Contribuições devidas à Receita Federal do Brasil sobre serviços prestados por pessoas físicas. 22.4. Estimativa de realização A realização do passivo não circulante no montante de R$ 707.546, foi estimada conforme abaixo:

22.5. Programas de Regularização Tributária A Companhia aderiu ao Programa de Regularização Tributária (PRT), instituído pela Instrução Normativa RFB nº 1.687, de 31 de janeiro de 2017, para quitação de débitos de IRPJ e CSLL, optando pelo pagamento em espécie de 24% da dívida consolidada, R$ 52.463, em 24 prestações mensais e sucessivas no valor de R$ 2.186, e liquidação do restante, R$ 166.132, com a utilização de créditos de prejuízo fiscal e base de cálculo negativa da CSLL. Em atendimento à legislação do PRT a Companhia desistiu do parcelamento anterior em curso. Por meio da Medida Provisória nº 783, de 31 de maio de 2017, o Governo institui o Programa Especial de Regularização Tributária (PERT), permitindo a quitação de débitos, de natureza tributária e não tributária vencidos até 30 de abril de 2017, e liquidação de parte desses débitos através da utilização de prejuízo fiscal de Imposto de Renda e base negativa da CSLL. Em setembro de 2017, após análise econômica comparativa dos dois programas, a Companhia decidiu pela migração do PRT para o PERT, tendo em vista as condições vantajosas de aproveitamento dos créditos fiscais oriundos de prejuízo fiscal e base negativa da CSLL por apresentarem um percentual de aproveitamento maior em relação ao PRT. Dessa forma, na mesma data, a Companhia desistiu dos efeitos da adesão anterior ao PRT. NOTA 23 – DIVIDENDOS DECLARADOS E OBRIGAÇÕES COM A CONTROLADORA 23.1. Dividendo do exercício 2017 Em função da apuração de lucro neste exercício, serão distribuídos pela Companhia os dividendos previstos na legislação societária, de acordo com o demonstrativo a seguir:

31/12/2017

2018 130.766 2019 130.766 2020 121.548 2021 82.688 2022 82.688 2023 82.688

Após 2023 76.402 Total não circulante 707.546


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Sobre os valores dos dividendos incidem encargos financeiros equivalentes à taxa Selic, até o dia do efetivo pagamento, conforme Decreto nº 2.673, de 16 de julho de 1998. 23.2. Dividendo exercício 2016 O lucro apurado no exercício de 2016 foi fortemente impactado pelo reconhecimento contábil da remuneração sobre os ativos da denominada Rede Básica – Serviço Existente (RBSE), esse acréscimo expressivo no resultado da Companhia não representou aumento no fluxo de caixa tendo em vista que tal remuneração será recebida ao longo dos próximos oito anos, tendo início no mês de julho de 2017. De conformidade com a legislação vigente, a Companhia propôs que a parcela correspondente ao dividendo mínimo obrigatório fosse destinada à reserva especial de dividendos não distribuídos no valor de R$ 711.642, e a parcela relativa ao lucro não realizado, decorrente da RBSE, fosse alocada na reserva de retenção de lucros (R$ 2.134.926). Em Assembleia Geral Ordinária realizada no dia 27 de abril de 2017, a proposta de destinação do lucro do exercício de 2016 foi aprovada pelos Acionistas da Companhia. 23.3. Obrigações com a Controladora (cessão de créditos) Em 29 de abril de 2015, em reunião da Assembleia Geral Ordinária (AGO), os acionistas rejeitaram a proposta de destinação do resultado do exercício social de 2014, no que se refere à retenção de parcela do lucro, no montante de R$ 913.554, e votaram pela distribuição, na forma de dividendos, de 100% do lucro ajustado nos termos da Lei 6.404/76, no montante de R$ 1.827.108. Os reflexos contábeis dessa decisão foram registrados na data da reunião. Assim, o pagamento dos dividendos foi estruturado da seguinte forma (valores referenciados a 31 de maio de 2015):

a) 25% em dinheiro, no montante de R$ 478.816 em 31 de outubro de 2015; b) 75% em créditos, em 30 de dezembro de 2015, sendo:

• R$ 253.851 da Eletrobras Distribuição Roraima S.A.; e • R$ 1.182.597 da CERON - Termonorte II.

Os acionistas em Assembleia Geral Extraordinária (AGE), realizada em 26 de junho de 2015, deliberaram que os dividendos relativos ao exercício social de 2014, no valor atualizado de R$ 1.915.264, a preço de 31

PASSIVO CIRCULANTE 31/12/2017 31/12/2016

1) Cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios: Lucro líquido do exercício 1.913.847 3.188.841 Constituição da Reserva legal (5%) (95.692) (159.442) Constituição da Reserva Incentivo fiscal (242.216) (182.831)

Base de cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios 1.575.939 2.846.568 Dividendo mínimo obrigatório (25%) 393.985 711.642

Dividendos propostos exercício 2017 393.985 - Dividendos propostos - Dividendo Especial não distribuído exercício 2016 711.642 Saldo de exercícios anteriores 736 973

TOTAL A DISTRIBUIR 1.106.363 973

2) Cálculo do Lucro Líquido Realizado (art. 197, Lei 6.404/76):Lucro Líquido do Exercício - 3.188.841 ( - ) Lucro não realizado (RBSE) - (2.373.144) ( = ) Lucro líquido realizado - 815.697

PATRIMÔNIO LÍQUIDOReserva Legal 95.692 159.442 Reserva de Incentivo Fiscal 242.216 182.831 Reserva Especial Dividendos não distribuídos - 711.642 Reserva de retenção de lucros (art. 196, lei 6.404/76) 1.181.954 2.134.926


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de maio de 2015, seriam pagos até 31 de outubro de 2015, sendo 25% em dinheiro e 75% com a transferência à Eletrobras de créditos da Eletronorte, corrigidos até a data do pagamento. Durante o exercício de 2016 houve o pagamento do montante referente à parcela de 25% no valor atualizado de R$ 511.853. Conforme deliberado em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 30 de outubro de 2015, os 75% restantes, total de R$ 1.543.464 seriam pagos à Eletrobras na forma de cessão de créditos. A cessão de créditos, da Eletronorte, dados em pagamento foi efetuada mediante assinatura dos dois Termos de Cessão de Direitos, com a anuência dos respectivos devedores, contendo, dentre as diversas condições inerentes ao assunto, à previsão da responsabilidade da Eletronorte pelo pagamento em caso da inadimplência dos devedores. Até a liquidação total dos créditos cedidos, a Companhia ficará coobrigada sobre as contraprestações dos valores a Eletrobras em espécie ou em outros créditos. Os respectivos saldos serão atualizados até a data do pagamento conforme deliberação da assembleia. O quadro abaixo demonstra o saldo das obrigações com a controladora em 31 de dezembro 2017.

NOTA 24 – ENCARGOS SETORIAIS

Os valores registrados no passivo como encargos setoriais possuem contrapartida em contas de resultado, como deduções da receita operacional. 24.1. Reserva Global de Reversão (RGR) A contribuição para a formação da RGR é de responsabilidade das Concessionárias do Serviço Público de Energia Elétrica, mediante uma quota denominada Reversão e Encampação de Serviços de Energia Elétrica, de até 2,5% do valor dos investimentos das concessionárias e permissionárias, limitado a 3% da receita anual. O valor da quota é computado como componente do custo do serviço. 24.2. Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)

Créditos cedidos em pagamento de dividendos Total

Saldo em 31/12/2016 1.721.925

Atualização monetária do período 167.760 Pagamentos no período (38.449)

Saldo em 31/12/2017 1.851.236

Passivo circulante 477.555 Passivo não circulante 1.373.681

Nota 31/12/2017 31/12/2016

Reserva global de reversão (RGR) 24.1 31.075 24.121 Conta de desenvolvimento energético (CDE) 24.2 19.206 4.498 Programa de incentivo às fontes alternativas de energia (PROINFA) 24.3 16.606 15.330 Pesquisa e desenvolvimento (P&D) 24.4 224.795 227.476 Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (CFURH)24.5 13.782 25.287 Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) 2.654 2.905

Total 308.118 299.617


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Criada pela Lei nº 10.438/2002 e alterada pela Lei nº 12.783/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) visa o desenvolvimento energético dos Estados, dentre os principais objetivos estão: promover a universalização dos serviços de energia elétrica, garantir recursos destinadas à modicidade da tarifa de energia elétrica e atender aos consumidores residenciais de baixa renda, atender os dispêndios da CCC e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à indenização por ocasião da reversão das concessões. A CDE é regulamentada pelo Ministério de Minas e Energia e definida através de quotas anuais calculadas pela ANEEL, que deve corresponder à diferença entre a necessidade total de recursos do Fundo e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes. A Companhia arrecada os recursos da CDE junto aos seus consumidores de energia elétrica e repassa à Eletrobrás que é o órgão responsável pela movimentação financeira. Dessa forma, o ingresso e repasse desse recurso não afeta o resultado contábil da Companhia. 24.3. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA) Programa do Governo Federal para o desenvolvimento de projetos para a diversificação da matriz energética brasileira e incentivo às fontes alternativas de energia elétrica, instituído pela Lei nº 10.438, de abril de 2002, que busca soluções de cunho regional para o uso de fontes renováveis de energia. 24.4. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) A Companhia, na condição de empresa concessionária de energia elétrica, está obrigada a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% de sua receita operacional líquida ajustada, em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, nos termos da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000. Os referidos recursos têm a seguinte destinação: (i) 0,4% para o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT); (ii) 0,4% para projetos de pesquisa e desenvolvimento desenvolvidos pela Companhia, segundo regulamentos estabelecidos pela ANEEL; e (iii) 0,2% para o Ministério de Minas e Energia (MME). Os recursos do P&D têm a finalidade de custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos. A composição dos recursos aplicados em projetos de pesquisa e desenvolvimento e dos repasses ao FNDCT e ao MME é a seguinte:

Atendendo determinação dos citados dispositivos legais, em contrapartida aos lançamentos registrados no passivo, a Companhia contabiliza no resultado, em pesquisa e desenvolvimento, como dedução da receita operacional. 24.5. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) A Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos, para fins de geração de energia elétrica, foi instituída pela Constituição Federal de 1988 e trata-se de um percentual que as concessionárias de geração hidrelétrica pagam pela utilização de recursos hídricos. A ANEEL gerencia a arrecadação e a

31/12/2017 31/12/2016

PASSIVO CIRCULANTEProjetos de pesquisa e desenvolvimento 219.209 222.442 Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) 3.724 3.356 Ministério de Minas e Energia (MME) 1.862 1.678 TOTAL 224.795 227.476

ATIVO CIRCULANTE Custos com projetos em andamento (43.255) (118.982) TOTAL GERAL 181.540 108.494


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distribuição dos recursos entre os beneficiários: Estados, Municípios e órgãos da administração direta da União. As concessionárias pagam 6,75% do valor da energia produzida a título de Compensação Financeira. NOTA 25 – PROVISÕES 25.1. Provisão operacional A Companhia é parte em diversos processos judiciais e administrativos decorrentes do curso normal de suas operações, que incluem processos de natureza tributária, cível e trabalhista. A provisão registrada em relação a tais processos é determinada pela Administração da Companhia, com base na análise de seus consultores jurídicos, e refletem a melhor estimativa do desembolso exigido para liquidar as perdas esperadas. A Administração adota o procedimento de classificar os processos judiciais impetrados contra a Companhia em função da probabilidade de perda, baseado na opinião dos consultores jurídicos, da seguinte forma:

para as causas cujo desfecho negativo para a Companhia seja considerado a perda provável, além de atender a condição de obrigação presente vinculada a evento passado e serem passíveis de razoável mensuração, são contabilizadas provisões;

para as causas cujo desfecho negativo para a Companhia seja considerado como possível, não é contabilizada provisão e suas informações correspondentes são divulgadas em Notas Explicativas, quando relevantes, e

para as causas cujo desfecho negativo para a Companhia seja considerado como remoto, não é contabilizada provisão e somente são divulgadas em notas explicativas as informações, que a critério da administração, sejam julgadas de relevância ao bom entendimento e clareza das demonstrações financeiras.

A Administração da Companhia acredita que a provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas, constituída de acordo com o CPC 25, é suficiente para cobrir eventuais perdas com processos legais. 25.2. Provisão para Litígios A Companhia é parte em diversos processos judiciais e administrativos decorrentes do curso normal de suas operações, que incluem processos de natureza tributária, cível e trabalhista. A provisão registrada em relação a tais processos é determinada pela Administração da Companhia, com base na análise de seus consultores jurídicos, e refletem a melhor estimativa do desembolso exigido para liquidar as perdas esperadas. A Administração reconhece as provisões quando: a) a Companhia tem a obrigação presente (legal ou não formalizada) como resultado de um evento passado; b) seja provável que será necessária uma saída de recursos que incorporam benefícios econômicos para

liquidar a obrigação; c) possa ser feita uma estimativa confiável do valor da obrigação. A Administração da Companhia acredita que a provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas, constituída de acordo com o CPC 25, é suficiente para cobrir eventuais perdas com processos legais. 25.2.1. Movimentação das provisões


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Os saldos e a movimentação das provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas classificadas como perda provável são apresentados abaixo. As contrapartidas das provisões e reversões estão registradas no grupo de despesas (nota 36).

25.2.1.1. Tributárias As provisões para riscos tributários envolvem várias provisões que, individualmente são de menor relevância, e basicamente são decorrentes de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) e tributos federais junto à Receita Federal do Brasil, totalizando uma provisão de R$ 7.160 (2016 - R$ 4.840). 25.2.1.2. Cíveis e outras As provisões para riscos cíveis são de caráter indenizatório, de natureza financeira e por reclamatórias impetradas por proprietários de áreas inundadas pelos reservatórios de usinas hidrelétricas. Apresentamos abaixo os processos de maior relevância: Ação de desapropriação – UHE Balbina: desapropriações ajuizadas pela Companhia com a finalidade de indenizar os proprietários das áreas atingidas pela formação do reservatório da Usina Hidrelétrica de Balbina (AM). Em sua maioria, os processos estão em fase de cumprimento de sentença. Há discussão acerca da legitimidade dos títulos apresentados pelos expropriados, tendo, inclusive, o Ministério Público Federal ajuizado Ação Civil Pública contestando esses títulos. A provisão constituída desta causa em 31 de dezembro de 2017 é de R$ 288.043 (2016 - R$ 283.428). Ação indenizatória – Sul America Companhia Nacional de Seguros: trata-se do ressarcimento de valores a Sul America Companhia Nacional de Seguros devido ao pagamento feito a Albrás Alumínio Brasileiro S.A. pelo sinistro sofrido decorrente da interrupção do fornecimento de energia elétrica. No exercício de 2016 o processo montava R$ 237.299. O saldo em 31 de dezembro de 2017 monta a R$ 240.709. Ação de cobrança – Cetenco Engenharia: processo em discussão na esfera judicial. A empresa Cetenco celebrou contrato de prestação de serviços e obras para a construção das linhas de transmissão do sistema associado à UHE Tucuruí. Alega que os pagamentos realizados pela Eletronorte ocorreram com atraso e sem pagamento da correção monetária e juros de mora. Embora o processo já esteja em fase de execução, além do pedido para que a execução seja promovida por meio do rito do art. 730 do CPC (rito dos precatórios), a Companhia defende que a correção monetária seja aplicada após a propositura da ação. Em 31 de dezembro de 2017 o processo monta R$ 76.256 (2016 – R$ 72.711). 25.2.1.3. Trabalhistas A Companhia é ré em inúmeras reclamações trabalhistas envolvendo diversos assuntos. A maior parte envolve horas extras, adicional de periculosidade e responsabilidade subsidiária. Em relação às provisões para riscos trabalhistas destacam-se as ações que versam sobre periculosidade e índices inflacionários.

Trabalhistas Cíveis Fiscais Ambientais Regulatórios Outros Total

Saldos em 31/12/2016 152.851 359.948 4.900 283.547 20 8.821 810.087

Constituição 57.147 79.606 9.657 5.841 - 7.173 159.424 Pagamentos/Baixas (28.012) (1.167) (125) (548) - 26 (29.826) Reversões (9.209) (2.309) (2.693) (2) - (465) (14.678)

19.926 76.130 6.839 5.291 - 6.734 114.920

Saldos em 31/12/2017 172.777 436.078 11.739 288.838 20 15.555 925.007


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No caso específico do processo que versa sobre os índices inflacionários, trata-se de reclamação trabalhista coletiva buscando a recomposição inflacionária dos salários durante o período de hiperinflação. O outro processo discute o pagamento de adicional de periculosidade para empregados, cujos cálculos do débito já foram homologados pelo juízo. A Eletronorte garantiu a execução e nesse momento discute os cálculos apresentados pela justiça. Em 31 de dezembro de 2017 a causa mais relevante dessa natureza monta R$ 20.564 e faz referência ao processo 00127.2007.004.10.00.4, movido pelo STIU-DF (Sindicato dos Urbanitários do Distrito Federal), cujo objeto discute a incorporação definitiva do adicional de periculosidade nos salários dos empregados classificados como eventuais ou isentos. Em setembro de 2016 foi homologado acordo judicial entre as partes para adesão individual dos substituídos no processo. Dessa forma, o valor envolvido no processo reduziu consideravelmente. Como medidas preventivas, a Companhia atua na fiscalização dos requisitos necessários e legais para pagamento do objeto pleiteado. Reclamação trabalhista nº 0001714-79.2014.5.10.0008: promovida pelo Ministério Público do Trabalho do Distrito Federal cujo objeto diz respeito à contratação de mão de obra via concurso público. Em outubro de 2017 houve mudança no grau de risco passando de possível para provável. Saldo do processo em dezembro 2017 monta R$ 4.242. 25.2.2. Contingências passivas possíveis A Companhia possui contingências passivas de natureza tributária, cível e trabalhista, cuja expectativa de perda avaliada pela Administração e sustentada no julgamento de consultores jurídicos está classificada como possível e, portanto, nenhuma provisão foi constituída. Abaixo estão demonstradas as contingências classificadas com probabilidade de possível.

25.2.2.1. Tributárias As contingências tributárias classificadas como possível de maior relevância, avaliadas pela Companhia estão relacionadas aos seguintes tributos: ICMS: A Companhia discute judicialmente a cobrança de multa relacionada a:

I. aproveitamento de créditos de ICMS quando da transferência dos mesmos à Boa Vista Energia, por ocasião da cisão do patrimônio da Companhia para criação desta, no montante de R$ 97.557 (2016 – R$ 90.290);

II. cobrança pelo Fisco Estadual de Roraima exige da Eletronorte o estorno de créditos de ICMS relativos a bens do ativo permanente, o estorno dos créditos do ICMS na proporção de operações qualificadas como isentas ou não-tributadas, a saber: a) venda de energia para a CER – Centrais Elétricas de Roraima, e b) valores escriturados como “Outros”. Valor total de R$ 49.584 (2016 – R$ 45.891). Autor: Estado de Roraima.

PIS/PASEP e COFINS: A Companhia discute na esfera administrativa, auto de infração lavrado pela Secretaria da Receita Federal no montante de R$ 161.596 (2016 - R$ 145.039). No entendimento da Receita Federal a correção de contratos anteriores a outubro de 2003, pelo IGPM, descaracteriza o caráter predeterminado do preço, de forma que após o primeiro reajuste o regime de tributação seria o da não-cumulatividade. Contudo, existem precedentes judiciais em sentido oposto, favoráveis, à tese da Companhia.

31/12/2017 31/12/2016

Trabalhistas 85.056 71.696

Tributários 264.367 368.607

Cíveis 258.662 1.349.644

Outros 200.902 231.241

TOTAL 808.987 2.021.188


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25.2.2.2. Cíveis e outras As contingências cíveis classificadas como possível de maior relevância para a Companhia referem-se às seguintes matérias: Cobrança pelo CNEC de correção monetária e juros por atraso de pagamento: ação Judicial de cobrança ajuizada pelo CNEC - Consórcio Nacional de Engenheiros Consultores S.A., objetivando o recebimento de correção monetária e juros por atraso de pagamentos de faturas, em virtude da correção monetária desproporcional ao valor real da moeda, pela supressão e utilização de índices divorciados da realidade contratual. A Companhia sustenta que as partes realizaram composição de todas suas pendências firmando “Contrato de Reconhecimento, Consolidação e Pagamento de Débitos e outras avenças”, e, que o direito reclamado se encontra prescrito e quitado. Em 31 de dezembro 2017 o valor do processo é de R$ 1.108.921 (2016 – R$ 1.093.210). Em outubro de 2017 houve mudança do grau de risco, de possível para remoto. Ação indenizatória e antecipação de tutela: ação trata de rescisão contratual cumulada com obrigações de fazer e não fazer, com pedido de tutela de urgência, proposta por MAVI Engenharia e Construções Ltda, em desfavor de Linha Verde Transmissora de Energia S/A, no montante de R$ 176.245 (2016 – R$ 160.484). Ação indenizatória de desapropriação fundiária: ação trata de pedido de indenização de desapropriação fundiária, no montante de R$ 121.728, ajuizada pela ADEMPAR - Organização de negócio e comércio exterior. Já foi proferida sentença de ilegitimidade da parte autora referente à posse do imóvel Gleba Pitinga em processo semelhante. Saldo do processo em 31 de dezembro 2017 monta R$ 123.478. 25.2.2.3. Trabalhistas As contingências trabalhistas classificadas como possível envolve vários processos de valor menor e em sua maioria referem-se a demandas que envolvem horas extras, horas in itinere, responsabilidade subsidiária (terceirização), reenquadramento e equiparação salarial. Além das causas citadas acima, destaca-se o processo nº 0000013-54.2016.5.08.0207, referente à ação declaratória constitutiva de direito cumulado com perdas e danos materiais e indenização por danos morais, proposta na Justiça do Trabalho, cujo objeto é a declaração da propriedade de invento ao Sr. Edson Ferreira de Barros, bem como o pagamento de lucros obtidos pela utilização do invento de autoria do demandante. A Companhia defende a tese de que o pleito está em desacordo com o que estabelece a legislação, sendo inviável a concessão da propriedade intelectual, bem como qualquer pagamento de danos e lucros. A sentença julgou a tese improcedente. Valor pleiteado da causa monta R$ 7.702 em 31 de dezembro de 2017. NOTA 26 – ADIANTAMENTOS DE CONSUMIDORES 26.1. Albrás Em 2004 a Companhia participou do leilão de compra de energia elétrica realizado pelo consumidor industrial Alumínio Brasileiro S.A. – Albras, para um período de 20 anos, sendo 750 MW médios/mês, de junho de 2004 a dezembro de 2006 e 800 MW médios/mês, de janeiro de 2007 a dezembro de 2024, estabelecendo como parâmetro para a celebração do contrato um preço mínimo compatível com a tarifa de equilíbrio da Usina Hidrelétrica de Tucuruí.

O preço final ofertado foi composto por um preço base, acrescido de um prêmio, calculado em função da cotação do alumínio no mercado internacional, constituindo um derivativo embutido (nota 11.1). Com base nessas condições, a Albrás efetuou a compra antecipada de créditos de energia elétrica, com pagamento antecipado de R$ 1.200.000, que se constituiu em crédito, em MW, de 43 MW médios/mês, de junho de 2004 a dezembro de 2006 e 46 MW médios/mês, de janeiro de 2007 a dezembro de 2024, a ser


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amortizado durante o período de fornecimento, em parcelas mensais expressas nesses MW médios, de acordo com a tarifa vigente no mês de faturamento. 26.2. BTG Pactual Comercializadora de Energia Ltda No primeiro semestre, a Companhia contratou, por meio de leilão, o fornecimento de energia elétrica com a BTG Pactual, cujo pagamento se deu de forma antecipada e integral, correspondente à entrega de energia contratada para todo o período de fornecimento. As condições dos contratos estão detalhadas abaixo:

1) Leilão BTG Nº 12862/2017 - por meio do contrato de compra e venda de energia elétrica, celebrado em 20 de fevereiro de 2017, a Companhia contratou o fornecimento de 100 MW médios/mês ao preço de R$ 136,47/MWh (fixo e irreajustável), pelo período de 01 de julho a 31 de dezembro de 2017.

A posição e movimentação desse passivo são demonstradas a seguir:

NOTA 27 – BENEFÍCIO PÓS-EMPREGO A Companhia mantém um programa de benefícios complementares ao concedido pelo Regime Geral da Previdência Social, administrado pela Previnorte - Fundação de Previdência Complementar, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, instituída e patrocinada pela Companhia e por outras empresas do Sistema Eletrobras, conforme exigências da legislação brasileira. A Companhia suporta dois diferentes planos, um do tipo BD - Benefício Definido e outro do tipo CD – Contribuição Definida. No ano 2000 foi permitida a migração do primeiro para o segundo, com transferência de valores saldados. Os ativos dos planos CD e BD são mantidos separadamente daqueles da Companhia e são contabilizados e controlados pela Previnorte. Os registros contábeis e as notas explicativas, decorrentes dos cálculos atuariais, foram consignados com base no laudo atuarial emitido por atuário independente. a) Plano de Contribuição Definida (CD) – Plano 01-B Plano individual de poupança previdenciária, no qual o benefício depende do valor das contribuições, do resultado dos investimentos administrados pela Previnorte e do tempo de contribuição do Participante. Suas contribuições são provenientes da Companhia e do empregado, descontados da folha de salários. Este plano proporciona os seguintes benefícios: complemento da aposentadoria, auxílio no caso de incapacidade para o trabalho e pensão por morte. Plano em sistema de capitalização, para transformação futura em renda pós-emprego de caráter reversivo. Dessa forma, o benefício a ser concedido será representado pela reversão da poupança acumulada em renda, segundo parâmetros atuariais definidos. Considerada a característica desse plano, o regime é mantido em permanente equilíbrio, com cotizações individuais balizadas pelo valor dos ativos financeiros, não gerando a obrigação pós-emprego.

Consumidora-ALBRÁS 20.065 2.039 588.129 (43.489) (1.963) 652.719

Comercializadora-BTG Pactual - - 10.153 - - -

Circulante 78.891 60.504

Não circulante 519.391 592.215

2016

AmortizaçõesEfetuadas

Ganhos SaldoAmortizações

EfetuadasPerdas Saldo

2017Clientes


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Em 31 de dezembro de 2017, as contribuições feitas pela Companhia, para a constituição das provisões matemáticas de benefícios do Plano CD atingiram R$ 45.542 (2016 - R$ 46.044). b) Plano de Benefício Definido (BD) – Plano 01-A Plano com características de Benefício Definido sob o regime financeiro de capitalização, que tem como fonte de suas contribuições a Companhia e o empregado, sendo tais contribuições calculadas sobre a folha de salários, em conformidade com plano anual de custeio definido pelo atuário responsável. Este plano está em extinção desde 1º de janeiro de 2000 e, a partir dessa data, não pode receber novos participantes e proporciona os seguintes benefícios: complementação da aposentadoria, da pensão por morte, do abono anual e garantia de manutenção de direito à renda vitalícia futura para aqueles que se desligarem antes das respectivas aposentadorias, desde que tenham, pelo menos, três anos de efetiva contribuição ao plano. O perfil populacional dos participantes dos Planos BD está abaixo demonstrado:

27.1. Programa de Assistência à Saúde e Seguro de Vida em Grupo Além dos programas previdenciários, a Companhia mantém dois outros benefícios pós-emprego: seguro de vida em grupo e assistência médica aos aposentados por invalidez. No seguro de vida em grupo, os aposentados arcam com 100% do prêmio contratado em apólice, enquanto para os ativos há uma participação financeira de 80% pela Companhia. Esse prêmio, todavia, é equalizado para toda massa segurada, incluindo ativos e inativos. Quando calculado de forma independente esse prêmio revela existência de subsidio indireto para a massa de aposentados, gerando uma obrigação pós-emprego avaliada neste relatório. O programa de assistência médica da Companhia para os inativos é restrito à massa aposentada por invalidez. A avaliação do compromisso pós-emprego da Companhia relativamente a esse benefício considera as hipóteses de entrada em invalidez dos atuais empregados ativos, em conformidade com a tábua biométrica adotada, supondo-se um ônus futuro compatível com o custo atual do benefício. 27.2. Efeitos dos Planos BD, Assistência Saúde e Seguro 27.2.1. Hipóteses Atuariais e Econômicas

DADOS POPULACIONAIS 31/12/2017 31/12/2016

1. Participantes ativos

1.1. Participantes - nº 55 56 1.2. Idade Média 62,6 60,6 1.3 Salário Médio em R$ 12.847,56 12.535,65 2. Aposentados

2.1. Participantes Aposentados - nº 452 468 2.2. Idade Média 75,8 73,8 2.3. Benefício Médio em R$ 3.980,12 3.852,62 3. Pensionistas

3.1. Participantes Pensionistas - nº 232 215 3.2. Benefício Médio em R$ 1.849,76 1.795,19 População Total 739 739


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A taxa global de retorno esperada corresponde à média ponderada dos retornos esperados das várias categorias de ativos do plano. A avaliação do retorno esperado, realizada pela Administração, tem como base as tendências históricas de retorno e previsões dos analistas de mercado para o ativo durante a vida da respectiva obrigação. O atual retorno dos ativos do Plano BD foi de R$ -15.817 (2016 - R$ 31.970). (i) Taxa de juros de longo prazo A definição dessa taxa considerou a prática de mercado dos títulos do Governo Federal, conforme critério recomendado pelas normas nacionais e internacionais, para prazos similares aos dos fluxos das obrigações do programa de benefícios, no chamado conceito de Duration. 27.2.2. Planos de benefícios em 31 de dezembro Os planos de benefícios normalmente expõem a Companhia a riscos atuariais, tais como risco de investimento, risco de taxa de juros, risco de longevidade e risco de salário. Risco de investimento - O valor presente do passivo do plano de benefício definido é calculado usando uma taxa de desconto determinada em virtude da remuneração de títulos privados de alta qualidade; se o retorno sobre o ativo do plano for abaixo dessa taxa, haverá um déficit do plano. Atualmente, o plano tem um investimento relativamente equilibrado em títulos públicos, crédito de depósito privado e fundo de investimento, considerando os limites por segmento de aplicação de acordo com as diretrizes da Resolução n° 3.792 do Conselho Monetário Nacional e as suas alterações, além dos critérios de segurança, liquidez, rentabilidade e maturidade do plano. Risco de taxa de juros - Uma redução na taxa de juros dos títulos aumentará o passivo do plano. Entretanto, isso será parcialmente compensado por um aumento do retorno sobre os títulos de dívida do plano. Risco de longevidade - O valor presente do passivo do plano de benefício definido é calculado por referência à melhor estimativa da mortalidade dos participantes do plano durante e após sua permanência no trabalho. Um aumento na expectativa de vida dos participantes do plano aumentará o passivo do plano. Risco de salário - O valor presente do passivo do plano de benefício definido é calculado por referência aos salários futuros dos participantes do plano. Portanto, um aumento do salário dos participantes do plano aumentará o passivo do plano.

Hipóteses Econômicas 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016 31/12/2017 31/12/2016

Taxa de juros de desconto atuarial anual (i) 9,38% 11,17% 9,60% 11,04% 9,04% 11,22%Taxa de juros real de desconto atuarial anual 0,00% 5,90% 5,32% 5,78% 0,00% 5,96%Projeção de aumento médio dos salários 2,32% 7,07% 2,32% -Projeção de aumento médio dos benefícios 4,06% 4,97% 4,06% 7,07%Projeção de aumento médio dos custos de saúde 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% - -Taxa média de inflação anual 4,06% 4,97% 4,06% 4,97% 4,06% 4,97%Expectativa de retorno dos ativos do plano 9,38% 11,17% 9,60% 11,04% 9,04% 11,22%

Hipóteses AtuariaisTaxa de rotatividade 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%Tábua de mortalidade de ativos e inativos AT-83 Basic F AT-83 Basic F AT-83 Basic F AT-83 Basic F AT-83 Basic F AT-83 Basic FTábua de mortalidade de inválidos AT-49 DES 2 anos AT-49 DES 2 anos AT-49 (D 2 anos) AT-49 (D 2 anos) AT-49 (D 2 anos) AT-49 (D 2 anos)Tábua de invalidez Light Fraca Light Fraca Light Fraca Light Fraca Light Fraca Light Fraca% de casados na data de aposentadoria 95,00% 95,00% - - - -Diferença de idade entre homens e mulheres 4 anos 4 anos - - - -

Planos Previdenciários Assistência Saúde Seguro


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27.2.2.1. Planos de benefícios definidos - Valores reconhecidos no balanço patrimonial e demonstração do resultado do exercício

As movimentações do valor presente das obrigações e do valor presente do ativo dos planos de benefícios no exercício de 2017 e de 2016 estão apresentadas a seguir:

Plano BD Saúde Seguro Total Plano BD Saúde Seguro TotalValor presente das obrigações atuariais parciais ou totalmente cobertas

(336.492) (20.335) (10.851) (367.678) (320.698) (5.940) (10.363) (337.001)

Valor justo dos ativos do plano (-) 570.730 - - 570.730 555.907 - - 555.907 Passivo( Ativo), Líquido 234.238 (20.335) (10.851) 203.052 235.209 (5.940) (10.363) 218.906

Efeito da restrição sobre o ativo (234.238) 20.335 - (213.903) (235.208) - - (235.208) Valor do passivo/(ativo) de benefício pós-emprego - - 10.851 10.851 - 5.940 10.363 16.303

Custo do serviço corrente 483 - 726 1.209 276 1.773 776 2.825 Custo de juros sobre as obrigações atuariais - 250 1.163 1.413 - 1.691 1.383 3.074 Despesa/ (Receita) atuarial reconhecida no exercício

483 250 1.889 2.622 276 3.464 2.159 5.899

2017 2016

Plano BD Saúde Seguro Total

Alterações nas obrigações Valor das obrigações atuariais no início do ano 320.698 5.940 10.362 337.000 Custo de serviços corrente líquido 483 - 727 1.210 Custo de juros 34.117 250 1.163 35.530 Benefícios pagos (31.606) (20.104) - (51.710) (Ganhos) perdas atuariais decorrentes de mudanças de premissas financeiras

16.501 1.162 130 17.793

(Ganhos) perdas atuariais decorrentes de ajustes pela experiência

(3.701) 33.087 (1.531) 27.855

(Ganhos) perdas atuariais decorrentes de alterações premissas biométricas

- - - -

Valor presente das obrigações atuariais ao final do ano 336.492 20.335 10.851 367.678

Alterações nos ativos financeiros Valor justo dos ativos no início do ano 555.906 - - 555.906 Receita de Juros 60.499 - - 60.499 Contribuições patronais 947 - - 947 Contribuições de participantes do plano 801 - - 801 Benefícios pagos / adiantados (31.606) - - (31.606) Retorno sobre ativos do plano (excluindo valores incluídos em receita de juros)

(15.817) - - (15.817)

Valor justo dos ativos no fim do exercício 570.730 - - 570.730

Descritivo 31/12/2017


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As principais categorias de ativos do plano no final do período de relatório e que impactam o retorno dos ativos do plano são apresentadas a seguir:

Os valores justos dos instrumentos de capital e de dívida são determinados com base em preços de mercado cotados em mercados ativos enquanto os valores justos investimentos imobiliários não são baseados em preços de mercado cotados em mercados ativos. 27.2.3. Resumo dos impactos reconhecidos em outros resultados abrangentes

Plano BD Saúde Seguro Total

Alterações nas obrigações

Valor das obrigações atuariais no início do ano 300.026 15.089 10.502 325.617 Custo de serviços corrente líquido 575 1.772 776 3.123

Custo de juros 37.546 1.691 1.383 40.620 Benefícios pagos (32.640) (7.008) - (39.648) (Ganhos) perdas atuariais decorrentes de mudanças de premissas financeiras

32.145 1.038 636 33.819

(Ganhos) perdas atuariais decorrentes de ajustes pela experiência

(23.099) (6.600) (2.903) (32.602)

(Ganhos) perdas atuariais decorrentes de alterações premissas biométricas

6.145 (42) (32) 6.071

Valor presente das obrigações atuariais ao final do ano 320.698 5.940 10.362 337.000

Alterações nos ativos financeiros Valor justo dos ativos no início do ano 491.717 - - 491.717

Receita de Juros 63.003 - - 63.003 Contribuições patronais 1.005 7.008 - 8.013

Contribuições de participantes do plano 851 - - 851 Benefícios pagos / adiantados (32.639) (7.008) - (39.647) Retorno sobre ativos do plano (excluindo valores incluídos em receita de juros)

31.970 - - 31.970

Valor justo dos ativos no fim do exercício 555.907 - - 555.907


Ativos garantidores 31/12/2017 31/12/2016Disponível 1 1

Realizáveis Previdenciários 4.004 4.371 Investimentos em Títulos Públicos 368.165 368.253 Investimento em Ações - - Investimentos em Fundos 114.991 54.294 Créditos de Depósitos Privados 59.423 97.405 Investimento em Renda Variável - 4.777 Investimentos Imobiliários 21.319 25.418 Empréstimos e Financiamentos 7.384 7.276 Outros (419) (17) (-) Exigíveis Operacionais (442) (504) (-) Exigíveis Contingências (5) (150) (-) Exigíveis de Investimentos - (56) (-) Exigíveis Saldo de conta - Participantes BID - PlanoDI-A - (1.139) (-) Fundo Administrativo (3.691) (4.022) Total 570.730 555.907

Outros Resultados Abrangentes (ORA) acumulados 31/12/2017 31/12/2016

Programa Previdenciário (52.281) (49.749)Programa de Saúde (18.329) 15.920 Programa de Seguro 963 (438)Total (69.647) (34.267)


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27.2.4. Remensuração do valor líquido do passivo reconhecido no ORA no exercício

27.3. Contribuições patronais esperadas para o próximo exercício A Companhia espera contribuir com R$ 2.399 com os planos de benefícios definidos durante o próximo exercício. Análise dos vencimentos esperados de benefícios não descontados de planos de benefício definido:

27.4. Efeitos da variação de um ponto percentual nas taxas de tendência dos custos médicos As premissas atuariais significativas para a determinação da obrigação definida são: taxa de desconto, aumento nos custos médicos e mortalidade. As análises de sensibilidade a seguir foram determinadas com base em mudanças razoavelmente possíveis das respectivas premissas ocorridas no fim do período de relatório, mantendo-se todas as outras premissas constantes.

Previdenciário Saúde Seguro Total

Ganhos (perdas) atuariais decorrentes de mudanças de

premissas financeiras (16.707) - (130) (16.837)

Ganhos (perdas) atuariais decorrentes de ajustes pelaexperiência

4.708 (79.435) 1.531 (73.196)

Ganhos (perdas) atuariais decorrentes de pressupostosdemográficos

- - - -

Retorno sobre ativos do plano (17.671) - - (17.671)

Ajustes a restrições ao ativo de benefício definido 27.067 - - 27.067 Total dos componentes registrados em outros resultados abrangentes

(2.603) (79.435) 1.401 (80.637)

Previdenciário Saúde Seguro Total

Ganhos (perdas) atuariais decorrentes de mudanças depremissas financeiras

(32.486) (1.038) (636) (34.160)

Ganhos (perdas) atuariais decorrentes de ajustes pelaexperiência

22.569 6.600 2.903 32.072

Ganhos (perdas) atuariais decorrentes de pressupostosdemográficos

(6.686) 43 32 (6.611)

Retorno sobre ativos do plano 31.835 - - 31.835

Ajustes a restrições ao ativo de benefício definido (17.787) - - (17.787)

Total dos componentes registrados em outros resultados abrangentes

(2.555) 5.605 2.299 5.349



Ano 1 31.634 Ano 2 31.185 Ano 3 30.639 Ano 4 29.891 Ano 5 29.098 Próximos 5 anos 130.801 Total 283.248

Fluxo de caixo para os próximos anos


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NOTA 28 - OUTROS PASSIVOS

28.1. Taxa de Fiscalização de Recursos Hídricos - TFRH A Companhia foi autuada por meio de dois autos de infração, o primeiro ocorreu em 27/08/2015 no montante de R$ 206.316, referente ao não recolhimento da TFRH sobre os meses de abril a junho de 2015. O segundo auto de infração datado de 11/11/2015 no montante de R$113.213, relativo aos meses de julho a setembro de 2015, perfazendo um valor total principal de R$ 319.529. Posteriormente os autos de infração foram desmembrados em Mandado de Segurança Tributário, impetrado pela Companhia (Processo nº 0075104-45.2016.8.14.0301) e Execução Fiscal ajuizada pelo Estado do Pará (Processo nº 0099058-23.2016.8.14.0301), cujos valores são atualizados periodicamente e em 31 de dezembro 2017 corresponde a R$ 420.119. A partir do exercício de 2016, em atendimento a Lei nº 8.091/2014, que instituiu a TFRH, e por entender tratar-se de obrigação legal, a Companhia vem provisionando mensalmente a TFRH com base na vazão e volume turbinado das usinas hidrelétricas de Tucuruí e Curuá-Una. O total das provisões e respectivas atualizações mais o auto de infração acumulado em 31 de dezembro de 2016 corresponde a R$ 665.856, acrescido das provisões e atualizações contabilizadas no período de janeiro a dezembro de 2017 no total de R$ 517.727, perfazem o saldo passivo de R$ 1.183.583 em 31 de dezembro 2017. 28.2. Convênios

28.2.1. Acordo cooperação técnica – Ministério de Minas e Energia (MME)

Os valores registrados se referem a acordo de Cooperação Técnica, estabelecido com MME, por intermédio da Secretaria de Energia, visando aproveitar racionalmente os equipamentos de geração de energia elétrica,

Nota 31/12/2017 31/12/2016CIRCULANTECompensações Socioambientais 28.2 48.216 49.028 Gastos a realizar em empreendimentos 34.429 30.901 Óleo Combustível 28.3 53.063 53.063 Passivo a descoberto 13.581 11.696 Participação nos lucros e resultados 28.4 139.400 137.953 Eletrobras - Devolução RBNI 28.5 - 83.778 Diversos 72.730 78.454 TOTAL DO CIRCULANTE 361.419 444.873

NÃO CIRCULANTETaxa de Fiscalização de Recursos Hídricos 28.1 1.183.583 665.856 Compensações Socioambientais 28.2 98.056 98.056 Provisão multa Aneel 25.654 28.424 Diversos 4.835 4.831 TOTAL NÃO CIRCULANTE 1.312.128 797.167

TOTAL GERAL 1.673.547 1.242.040

31/12/2017 31/12/2016

Convênio - Cooperação técnica MME - 71.285

Convênio - DNIT nº 310/2006 3.959 3.754 Convênios - Eletrobras 229 229 Outros convênios 6.255 6.015 TOTAL 10.443 81.283


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mediante cessão em comodato de bens, de propriedade da Companhia, com a transferência das unidades geradoras da UTE Rio Madeira, conforme autorizado pela Lei 12.872/2013, de 24 de outubro de 2013. Considerando que até o encerramento do período não houve transferência de bens, o acordo firmado foi encerrado e a Companhia fez a devolução do valor total à Secretaria de Energia (MME). 28.2.2. Convênio nº 310/2006 – Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes (DNIT) Substancialmente, se refere a saldo de recursos recebidos por conta do convênio nº 310 – DAQ-DNIT, firmado em 29 de dezembro de 2006, para continuidade da execução das obras civis das eclusas 1 e 2, canal, dique intermediário, execução de serviços de projetos, fabricação, fornecimento, transportes, montagem e testes dos equipamentos mecânicos e eletromecânicos específicos para as eclusas, destinadas a transposição do desnível criado pela construção da barragem da Usina Hidrelétrica (UHE) Tucuruí, no Estado do Pará. 28.3. Compensações Socioambientais Em decorrência de exigências legais, relacionadas às obras de expansão da Usina Hidrelétrica Tucuruí (UHE Tucuruí) e da elevação da cota do seu reservatório, de 72 para 74 metros, houve necessidade de se efetivar o processo de licenciamento desse empreendimento junto à Secretaria de Estado de Meio Ambiente (Sema), do Estado do Pará. Foi definido por aquele órgão, como condicionante para liberação da Licença de Instalação (LI), que a Companhia implantasse diversos programas de mitigação e compensações socioambientais, dentre eles:

Plano de Inserção Regional da área a montante da UHE Tucuruí (PIRTUC) - desenvolvimento da microrregião da UHE Tucuruí para a concretização do ideal de desenvolvimento sustentável da região a montante da usina, abrangendo os municípios de Tucuruí, Novo Repartimento, Nova Ipixuna, Goianésia do Pará, Itupiranga, Jacundá e Breu Branco.

Plano de Inserção Regional a jusante da UHE Tucuruí (PIRJUS) - desenvolvimento da micro-região da UHE Tucuruí e sua contribuição para a concretização do ideal de desenvolvimento sustentável da região à jusante da usina, abrangendo os municípios de Cametá, Baião, Igarapé-Miri, Mocajuba e Limoeiro do Ajuru. 28.4. Provisão – Óleo combustível Refere-se à provisão para devolução ou ressarcimento à CCC, da diferença entre o quantitativo de óleo reembolsado pelo fundo setorial e o efetivamente consumido pelas usinas termelétricas Termo Norte II, Santana e Rio Acre, em função de termo de notificação emitido pela ANEEL. A Companhia apresentou justificativa a ANEEL e aguarda manifestação daquela agência. 28.5. Participação nos lucros e resultados Tendo por base o Acordo Coletivo de Trabalho e as disposições contidas na Lei nº 10.101, de 20 de dezembro de 2000, a Companhia provisionou a participação nos lucros e resultados no montante de R$ 139.400. 28.6. Eletrobras – Devolução RBNI Refere-se a pagamento a maior realizado pela Eletrobrás à Companhia, relativo à indenização da prorrogação do contrato de concessão 058/2001, previsto na Lei 12.783/2013. Saldo foi quitado no exercício corrente. NOTA 29 - OBRIGAÇÕES VINCULADAS À CONCESSÃO DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a


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qualquer retorno a favor do doador e às subvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. Segue a composição destas obrigações:

A movimentação ocorrida no exercício pode assim ser resumida:

As principais adições da controladora (pelo critério de valor) de obrigações especiais no exercício foram:

NOTA 30 - PATRIMÔNIO LÍQUIDO 30.1. Capital social O capital subscrito e totalmente integralizado, no valor de R$ 11.576.263 (2016 – R$ 11.576.263), está representado por 154.093.501 (2016 - 154.093.501) ações ordinárias nominativas, sem valor nominal, conforme composição acionária abaixo:

Depreciação - Taxa Média Anual

Custo Histórico

Reavaliação Total

Em serviço Participação da União, Estados e Municípios 2,92% (328.593) - (328.593) Participação Financeira do Consumidor 2,92% (491) - (491) Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido 2,92% (145.745) - (145.745) Pesquisa e Desenvolvimento - (351) - (351)

(475.180) - (475.180) Outros Outros 2,92% (153) - (153)

(153) - (153) (-) Amortização Acumulada - AIS Participação da União, Estados e Municípios 63.920 - 63.920 Participação Financeira do Consumidor - - - Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido 56.089 - 56.089

120.009 - 120.009 Total - (355.324) - (355.324)

Valor Bruto em31/12/2016 Adição

Valor Bruto em 31/12/2017

AmortizaçãoAcumulada

Valor Líquido em

31/12/2017Reavaliação

Valor Líquido em

31/12/2016Em serviço Participação da União, Estados e Municípios (321.787) (6.806) (328.593) - (328.593) - (321.787) Participação Financeira do Consumidor (491) - (491) - (491) - (491)

Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido (145.820) 75 (145.745) - (145.745) - (145.820) Pesquisa e Desenvolvimento (351) - (351) - (351) - (351)

(468.449) (6.731) (475.180) - (475.180) - (468.449)

Outros Outros (153) - (153) - (153) - (153)

(153) - (153) - (153) - (153) (-) Amortização Acumulada - AIS Participação da União, Estados e Municípios - - - 63.920 63.920 - 63.920 Participação Financeira do Consumidor - - - - - - 131

Doações e Subv. a Invest. no Serviço Concedido - - - 56.089 56.089 - 46.400 - - - 120.009 120.009 - 110.451

Total (468.602) (6.731) (475.333) 120.009 (355.324) - (358.151)

Descrição do bem R$ mil

APROP. DOAÇÃO TERRENO AEROPORTO TUCURUI (1.900) APROPRIAÇÃO CARTA PATENTE Nº PI 0506362 / INPI (351) APROPRIAÇÃO DE SOFTWARE (184) APROPRIAÇÃO SOFTWARE (184)


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30.2. Reservas de lucros: 30.2.1. Reserva Legal De acordo com a legislação societária, é constituída Reserva Legal correspondente a 5% do lucro líquido do exercício, até o limite de 20% do capital social. 30.2.2. Reserva de Incentivos Fiscais A Reserva de Incentivos Fiscais foi criada pela Lei nº 11.638/2007. Por meio desta última foi retirada da Lei nº 6.404/1976 a alínea “d” do § 1º Art. 182, que permitia a contabilização de doações e subvenções para investimento como reserva de capital, e incluído o artigo 195-A que possibilita à Assembleia Geral, por proposta dos órgãos da Administração, destinar para a reserva de incentivos fiscais a parcela do lucro líquido decorrente de doações ou subvenções governamentais para investimentos, a qual poderá ser excluída da base de cálculo do dividendo obrigatório. Os empreendimentos da Companhia contemplados com o incentivo fiscal SUDAM estão discriminados na nota 37 - Imposto de Renda e Contribuição Social.

30.2.3. Reserva de retenção de lucros e reserva especial de dividendos mínimos obrigatórios não distribuídos Considerando o lucro apurado no exercício de 2017, a Administração da Companhia propôs o pagamento do dividendo mínimo obrigatório relativo ao exercício de 2016 no valor de R$ 711.642, retidos em reserva especial de dividendos não distribuídos, a ser pago no decorrer no ano de 2018. Quanto à parcela do lucro excedente ao dividendo mínimo obrigatório, R$ 1.181.954, foi destinada à constituição da Reserva de Retenção de Lucro, para fomentar projetos de investimentos da Companhia, em conformidade com o artigo 196 da Lei 6.404/76 e Decreto nº 9.240, de 15 de dezembro de 2017, que aprova o Programa de Dispêndios Globais das empresas estatais – PDG 2018. 30.3. Outros resultados abrangentes A Companhia está demonstrando os ajustes decorrentes de ganhos e perdas atuariais em planos de pensão com benefício definido, líquido dos efeitos tributários, na Demonstração dos Resultados Abrangentes e na Demonstração da Mutação do Patrimônio Líquido, conforme a seguir:

Centrais Elétricas Brasileiras S.A.-Eletrobras 153.292.342 99,480 11.516.076 153.292.342 99,480 11.516.076 Prefeitura Municipal de Manaus 263.513 0,171 19.796 263.513 0,171 19.796 Rede Power do Brasil S.A. 247.635 0,161 18.604 247.635 0,161 18.604 Amazonas Distribuidora de Energia S.A. 146.382 0,095 10.997 146.382 0,095 10.997 Governo do Estado de Roraima 35.992 0,023 2.704 35.992 0,023 2.704 Cia. de Eletricidade do Acre-Eletroacre 22.016 0,014 1.654 22.016 0,014 1.654 Centrais Elétricas de Rondônia S.A.-Ceron 13.949 0,009 1.048 13.949 0,009 1.048 Prefeitura Municipal de Boa Vista 8.568 0,006 644 8.568 0,006 644 União Federal 1.804 0,001 136 1.804 0,001 136 Outras pessoas físicas 31.531 0,020 2.369 31.531 0,020 2.369 Outras pessoas jurídicas 29.769 0,019 2.236 29.769 0,019 2.236 TOTAL 154.093.501 100,000 11.576.263 154.093.501 100,000 11.576.263

ACIONISTAS

31/12/2017 31/12/2016

Nº DEAÇÕES

%CAPITAL SOCIAL

Nº DEAÇÕES

%CAPITAL SOCIAL


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30.3.1. Reserva de reavaliação A Companhia está demonstrando o reconhecimento da RBSE (nota 17) como reserva de reavaliação, líquido dos efeitos tributários, na Demonstração dos Resultados Abrangentes e na Demonstração da Mutação do Patrimônio Líquido, conforme a seguir:

NOTA 31 – RECEITA OPERACIONAL BRUTA

No período de análise houve aumento da receita operacional bruta, que passou de R$ 5.509.801 no exercício de 2016, para R$ 6.645.450 no exercício de 2017. A variação de R$ 1.135.649 é decorrente de:

Aumento de R$ 200.543 no fornecimento de energia elétrica, decorrente do reajuste dos preços e pelo forte impacto decorrente dos faturamentos da Albras e South 32, os dois maiores contratos da Companhia. Estes contratos possuem particularidades como dependência de câmbio, preço de alumínio no mercado internacional (LME) e prevê reembolso dos encargos setoriais até limite estabelecido em contrato.

O aumento de R$ 316.469 na receita de energia elétrica de curto prazo é decorrente do aumento do

fator GSF, o que consequentemente provoca aumento dos preços do mercado de energia elétrica, principalmente a partir do segundo semestre de 2017.

O aumento de R$ 602.306 na Receita de Uso da Rede refere-se à tarifa cobrada dos agentes do setor

elétrico, incluindo os consumidores livres ligados em alta tensão, pela utilização da rede básica de transmissão, operada pela Companhia, associada ao sistema interligado brasileiro, deduzindo-se os valores recebidos que são utilizados para amortização do ativo financeiro.

31/12/2017 31/12/2016

Avaliação atuarial (69.647) (34.267)

IR e CS diferidos sobre avaliação atuarial 23.680 11.651 Total (45.967) (22.616)

31/12/2017 31/12/2016Reserva de reavaliação (VNR/RBSE) 1.654.061 1.701.346 IR e CS diferidos sobre a reserva de reavaliação (562.629) (578.458)Total 1.091.432 1.122.888

2017 2016 2017 2016 2017 2016

Fornecimento - FaturadoIndustrial 8 1 10.518 9.919 1.320.873 1.120.330

Suprimento Faturado 91 21 14.909 16.748 3.022.541 3.023.036 Energia Elétrica de Curto Prazo - - 4.576 5.924 701.621 385.152 Uso da Rede Elétrica de Transmissão Faturado - - - - 1.437.639 835.333 Outras Receitas - - - - 162.776 145.950

Total 99 22 30.003 32.591 6.645.450 5.509.801

Nº Consumidores MWh Mil (Não auditado)

Valores


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NOTA 32 - COMPRA E VENDA DE ENERGIA ELÉTRICA 32.1. Energia elétrica comprada para revenda

32.2. Compra e venda de energia elétrica de curto prazo no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) Nos exercícios de 2017 e 2016, a Outorgada efetuou a comercialização de energia de curto prazo no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE , conforme a seguir demonstrado:

MWh Mil (não auditado) Valor MWh Mil (não auditado) Valor

Compra (842) (479.131) (359) (26.025)

Venda 4.576 701.621 5.924 385.152

2017 2016

Os valores referentes às operações realizadas no âmbito da CCEE foram registrados com base nas informações divulgadas pela mesma. NOTA 33 – PESSOAL E ADMINISTRADORES

NOTA 34 – PROVISÕES OPERACIONAIS

2017 2016Importada da Venezuela (71.838) (156.444) Mercado de Curto Prazo - CCEE (479.131) (26.025)

(550.969) (182.469)

01/01/2017 a 31/12/2017

01/01/2016 a 31/12/2016

Pessoal Remuneração (973.589) (860.137) Encargos sociais (293.016) (278.355) Previdência privada (40.048) (42.596) Outros benefícios correntes (292.520) (155.586) Outros (1.355) (4.968)

(1.600.528) (1.341.642)

Administradores Honorários e encargos (Diretoria e Conselhos) (4.745) (4.122) Benefícios dos administradores (435) (407)

(5.180) (4.529)

(1.605.708) (1.346.171)


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NOTA 35 - TESTE DE IMPAIRMENT E CONTRATOS DE NATUREZA ONEROSA A Administração da Companhia avaliou em 2017 a recuperabilidade dos ativos registrados como Ativo Imobilizado (Concessões de Geração e Transmissão) e Contratos de natureza Onerosa de sua propriedade. O objetivo da avaliação foi identificar eventuais deteriorações desses ativos ou grupos de ativos, que levem à sua não recuperação econômica plena, conforme custo de oportunidade da empresa. Nesta avaliação foi identificada a alteração do custo de oportunidade em relação ao ano de 2016, estabelecido no contexto das políticas que devem ser seguidas pelo Grupo Eletrobrás, tendo em vista que esta alteração impacta diretamente todas as Unidades Geradoras de Caixa (UGC) da Companhia. Além disso, a ANEEL reconheceu a parcela não paga referente aos ativos renovados no ano de 2012, este reconhecimento impacta positivamente o principal contrato de concessão de transmissão da Companhia. Neste contexto a Companhia realizou o teste de recuperabilidade de seus ativos em serviço em 30 de setembro de 2017, para tanto, foram determinadas como Unidades Geradoras de Caixa os ativos ligados a cada contrato de concessão e de comercialização de energia. A única exceção a esta regra é a UGC Jorge Teixeira – Lexuga C2 e C3 que, por razões operacionais, é composta por dois contratos de concessão distintos. 35.1 Principais premissas A base das projeções de fluxo de caixa foi o Planejamento Estratégico da empresa para o ciclo 2017-2020 que foi então segregado por UGC. As principais premissas utilizadas nos cálculos do valor em uso em 30 de setembro de 2017 são:

Para a projeção da receita do segmento Transmissão foram consideradas as RAPs – Receita Anual Permitida - estabelecidas na Resolução Homologatória ANEEL nº 2.258/17, de 27 de junho de 2017, que estabelece a RAP para o ciclo 2017-2018 para as concessionárias de Transmissão. Foi projetada também a receita com Contratos de O&M da Transmissão e com Comunicação e Multimídia, estas receitas foram rateadas entre as UGCs de Transmissão, pois são atividades ligadas a este segmento;

Para a projeção da receita do segmento Geração foram considerados os parâmetros dos contratos atualmente vigentes da Companhia, além da RAG para a UHE Coaracy Nunes determinada pela Resolução Homologatória ANEEL nº 2.265/2017, de 04 de julho de 2017. Foi projetada também a receita com o Contrato de O&M da UHE Belo Monte, e foi rateada entre as UGCs de Geração, pois é uma atividade ligada a este segmento;

A projeção de impostos, tributos, e contribuições seguiu os parâmetros existentes na legislação atual;

01/01/2017 a 31/12/2017

01/01/2016 a 31/12/2016

Provisões operacionais:Riscos (144.747) 19.016 TFRH (517.727) (346.328) Provisão/Reversão - GSF - 451.340 Demais provisões - (108.795)

(662.474) 15.233

Perda para crédito de liquidação duvidosa:Consumidores e revendedores (140.774) (390.687) Créditos de ICMS - (12.262) Demais ativos (2.153) 7.545

(142.927) (395.404)

Total Provisões (805.401) (380.171)


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A depreciação projetada levou em consideração o tempo de vida útil de acordo com o prazo da concessão;

As projeções de custos com Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros – PMSO foram realizadas com base no Planejamento da Companhia para os próximos anos;

A avaliação se limitou ao horizonte de cada concessão sem considerar sua eventual prorrogação;

Para o valor salvado, considerado ao final de cada concessão foi considerado o valor Novo de Reposição - VNR. A utilização do VNR condiz com o entendimento atual da ANEEL segundo o qual os ativos a serem indenizados serão calculados com base no seu VNR, que expressa o valor de mercado de um ativo semelhante adquirido hoje.

A determinação da taxa de desconto utilizada segue a política das empresas do Grupo Eletrobrás e baseia-se na metodologia do Capital Asset Pricing Model – CAPM para ser obtida, levando em conta parâmetros de mercado além de condições específicas do Grupo Eletrobras. 35.2. Redução ao valor recuperável (Impairment) - Resultados - Quadro Resumo

Em 2017 o impacto decorrente do registro do valor recuperável no resultado do exercício foi de provisão no valor de R$ 509.908 (2016 provisão de R$ 1.126.648). 35.2.1 Unidades Geradoras de Caixa de Transmissão A Administração testou as seguintes Unidades Geradoras de Caixa (UGC) associadas às concessões de transmissão:

Ativos / PassivosMovimentação da provisão em 2017

Movimentação da provisão em 2016

LT São Luis II - São Luis III 1.961 6.134 LT Ribeiro Gonçalves - Balsas 14.028 8.871 LT Jauru - Porto Velho 66.700 (161.676) SE Nobres (1.320) 1.016 SE Lucas do Rio Verde - - SE Coletora Porto Velho - 34.123

SE Mirarmar / SE Tucuruí (2.024) (13.137) (-) Reversão provisão RBSE - 28.167

Impairment Ativos de Transmissão 79.345 (96.502)UHE Samuel 127.014 (18.228)

UHE Curuá-Una 5.569 (5.568) UTE Santana - -

Impairment Imobilizado 132.583 (23.796)

Outros - -

Impairment Outros - -

BrasnorteTransmissora Energia S.A (24.965) -

Norte Brasil Transmissora Energia S.A 28.622 (323.202) Manaus Transmissora de Energia S.A 57.478 (202.776) Companhia Energética Sinop 177.441 (177.441) Belo Monte Transmissora Energia S.A (30.419) (160.441) Impairmente investidas (SPEs) 208.157 (863.860)

Subtotal Impairment 420.085 (984.158)

Coaracy Nunes (39.940) (41.532) Contrato de Comercialização 129.763 (100.958)

Impairment Contratos Onerosos 89.823 (142.490)

TOTAL 509.908 (1.126.648)


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35.2.1.1. Resultados sobre a avaliação ao valor recuperável

Na avaliação das UGCs, os contratos 058, Estação Retificadora/Inversora, LT Jorge Teixeira C1 e C2, LT Porto Velho – Abunã – Rio Branco não apresentaram nenhum tipo de ajuste. As UGCs SE Nobres e SE Miramar / SE Tucuruí apresentaram impairment no montante de R$ 4.124, decorrente da redução na RAP homologada para estas UGCs de 9,78% e 9,54%, respectivamente, em relação à RAP homologada no ciclo anterior. O cálculo de impairment das UGCs LT São Luis II – São Luis III, LT Ribeiro Gonçalves – Balsas, LT Jauru - Porto Velho, SE Miranda II, SE Lucas do Rio Verde e SE Coletora Porto Velho apresentou reversão no montante total de R$170.499. O valor total de reversão de impairment sobre os ativos financeiros da Companhia montam R$79.345 –Em 2016 provisão de R$ 96.502 e está registrado em contrapartida do grupo de despesas operacionais.

35.2.2 Unidades Geradoras de Caixa de Geração A Administração testou as seguintes Unidades Geradoras de Caixa (UGC) associadas às concessões de Geração:

Contrato 058

LT São Luis II - São Luis

III

LT Ribeiro Gonçalves -

Balsas

LT Jorge Teixeira - C1

e C2

LT Porto Velho - Abunã

LT Jauru - Porto Velho

Estação Retificadora /

Inversora

SE Miranda II

SE NobresSE

Mirarmar / SE Tucuruí

SE Lucas do Rio Verde

SE Coletora

Porto Velho

Ativos em Serviço 1.952.587 57.953 96.748 111.703 237.827 865.045 1.129.536 66.113 15.858 57.030 18.347 436.198 Impairment - (5.736) (14.028) - - (309.935) - - (3.252) (13.137) - - Obrigações Especiais - - - - - - - -Valor líquido 1.952.587 52.217 82.720 111.703 237.827 555.110 1.129.536 66.113 12.606 43.893 18.347 436.198

Ano do Fim da Concessão 2042 2038 2039 2043 2039 2039 2039 2039 2041 2041 2041 2039Valor Residual

Taxa de Desconto com Benefício Fiscal 6,71%

Taxa de Desconto sem Benefício Fiscal 6,02%

Resultado da avaliação do ativo 6.192.484 54.426 161.066 150.958 339.823 613.655 1.698.929 81.880 11.401 39.026 20.556 579.810 Impairment (constituído)/revertido em 2016

- 1.961 14.028 - - 66.700 - - (1.320) (2.024) - -

Total do impairment 79.345

Ativo Impairment Ativos líquidosEletronorte

Transmissão 5.044.945 (346.088) 4.698.857 Contrato nº 058 - Rede básica 1.952.587 - 1.952.587 LT São Luis II - São Luis III 57.953 (5.736) 52.217 LT Ribeiro Gonçalves - Balsas 96.748 (14.028) 82.720 LT Jorge Teixeira - C1 e C2 111.703 - 111.703 LT Porto Velho - Abunã - Rio Branco 237.827 - 237.827

LT Jauru - Porto Velho 865.045 (309.935) 555.110 Estação Retificadora / Inversora 1.129.536 - 1.129.536 SE Miranda II 66.113 - 66.113 SE Nobres 15.858 (3.252) 12.606

SE Mirarmar / SE Tucuruí 57.030 (13.137) 43.893 SE Lucas do Rio Verde 18.347 - 18.347

Posição estimada antes da avaliação do valor recuperável em 30/09/2017


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Resultados sobre a avaliação ao valor recuperável

Os montantes de reversão de impairment, na UHE Samuel (R$127.014) e na UHE Curuá-Una (R$5.569). Na avaliação da UHE Tucuruí não foi apurada nenhuma movimentação. O impacto total referente ao registro do valor recuperável no resultado do exercício foi uma provisão de R$ 132.583 (2016 – provisão de R$ 23.796). 35.3 Contratos Onerosos A Companhia utiliza-se de premissas relacionadas aos custos e benefícios econômicos de cada contrato para a determinação da existência ou não de um contrato oneroso. Um contrato oneroso existe quando os custos inevitáveis para satisfazer as obrigações do contrato excedem a expectativa de benefícios econômicos recebidos ao longo do mesmo contrato. Nos casos em que se fazem necessárias as obrigações presentes resultantes de contratos onerosos são reconhecidas e mensuradas como provisões. Neste contexto a Administração testou os contratos da UHE Coaracy Nunes e de comercialização de energia Brasil-Venezuela por se enquadrarem no conceito de contratos onerosos e por não possuírem ativos relativos a estes contratos. A Administração testou os contratos da UHE Coaracy Nunes e de comercialização de energia Brasil-Venezuela por não possuírem ativos diretamente associados. Resultados sobre a avaliação ao valor recuperável

Ativo Impairment Ativos líquidos

EletronorteGeração 6.329.650 (441.429) 5.888.221

UHE Tucuruí 5.673.920 - 5.673.920 UHE Samuel 616.311 (435.860) 180.451 UHE Curuá-Una 39.419 (5.569) 33.850

Posição estimada antes da avaliação do valor recuperável em 30/09/2017

UHE Tucuruí UHE Samuel UHE Curuá-Una

Ativos em Serviço 5.673.920 616.311 39.419 Impairment - (435.860) (5.569) Valor líquido 5.673.920 180.451 33.850

Ano do Fim da Concessão 2024 2029 2028Valor Residual

Taxa de Desconto com Benefício Fiscal 6,92%Taxa de Desconto sem Benefício Fiscal 6,12%

Resultado da avaliação do ativo 23.854.586 307.680 42.661 Impairment constituído/revertido em2017

- 127.014 5.569

Total do impairment Revertido 132.583


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A avaliação dos contratos onerosos utilizou como metodologia a avaliação do fluxo de caixa a valor presente considerando uma taxa de desconto para os empreendimentos existentes de geração não renovados (6,12%) e de transmissão e geração renovados (5,88%). A variação negativa do resultado da UHE Coaracy Nunes se explica pelo aumento dos custos de pessoal, material e serviço de terceiros em função da majoração da participação da UHE Coaracy Nunes no percentual de rateio de tais custos no resultado global da Companhia, este aumento foi decorrência da desconsideração da participação das Térmicas da Eletronorte, que foram desativadas, no critério de rateio, a participação delas foi rateada entre as UGCs de Geração. Quanto à reversão da provisão constituída para o contrato vinculado a LT Brasil /Venezuela foi devido principalmente pela apreciação do dólar frente ao real. O contrato associado à UHE Coaracy Nunes indicou provisão de R$ 39.940, decorrente da redução de 6,78% da RAG homologada pela Aneel para esta UGC em relação à RAG homologada no ciclo anterior. O contrato de comercialização Brasil/Venezuela indicou reversão de R$129.763.

UHE Coaracy Nunes

UTE Santana

LT Brasil/ Venezuela

Total

Saldos em 31/12/2016 Passivo circulante 7.389 - 6.856 14.245 Passivo não circulante 184.723 - 191.977 376.700

192.112 - 198.833 390.945

Provisão em 2017 (39.940) - 129.763 89.823

Saldos em 30/09/2017 Passivo circulante 9.436 - 2.612 12.048 Passivo não circulante 222.616 - 66.458 289.074 Total 232.052 - 69.070 301.122


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NOTA 36 – RESULTADO FINANCEIRO

A variação negativa de RS 275.996 no período em análise é decorrente, principalmente, da redução da receita de variação monetária relativa à atualização dos créditos da CERON e na variação monetária relativa às faturas de energia pagas em atraso. Verificou-se ainda, aumento da despesa com variação cambial relativa aos empréstimos e financiamentos atrelados a moeda estrangeira no valor de R$ 115.305, devido basicamente pela valorização da moeda (Iene Japonês e Dólar) em 2017 e desvalorização registrada em 2016, ocasionando aumento na despesa financeira sobre os empréstimos e financiamentos atrelados a essas moedas. NOTA 37 – CONCILIAÇÃO DAS TAXAS EFETIVAS E NOMINAIS DA PROVISÃO PARA IMPOSTO DE RENDA DA PESSOA JURÍDICA (IRPJ) E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL SOBRE O LUCRO LÍQUIDO (CSLL) A conciliação das taxas efetivas e nominais, utilizadas para cálculo das provisões de IRPJ e CSLL apuradas nos termos da legislação tributária e societária, é demonstrada a seguir:

01/01/2017 a 31/12/2017

01/01/2016 a 31/12/2016

RECEITAS FINANCEIRAS Rendas

Aplicações financeiras 100.736 99.822 100.736 99.822

Acréscimos moratórios em faturas de energia elétricaJuros sobre atraso de pagamento 79.225 (16.745)Multa sobre atraso de pagamento 5.828 11.068

85.053 (5.677) Variação monetária e cambial ativa

Atraso de pagamento - faturas de energia 17.491 78.741 Atualização créditos CERON 225.459 395.669 Outras variações ativas 43.112 69.312

286.062 543.722 Outras receitas financeiras

Ganhos com derivativos 237.386 218.714 Outras receitas financeiras 5.894 42.723

243.280 261.437

TOTAL DAS RECEITAS 715.131 899.304

DESPESAS FINANCEIRAS Variação monetária e cambial passiva

Empréstimos e financiamentos - moeda nacional (120.055) (127.855)Empréstimos e financiamentos - moeda estrangeira (32.420) 82.885 Outras variações passivas (38.578) (156.818)

(191.053) (201.788) Encargos de dívidas

Empréstimos e financiamentos (400.323) (404.739)Dividendos (167.721) (227.342)

(568.044) (632.081) Outras despesas financeiras

Pesquisa e desenvolvimento (15.936) (13.706)Perdas com derivativos (35.797) - Juros e multas diversas (89.977) (24.483)Outras despesas financeiras (68.707) (5.633)

(210.417) (43.822)

TOTAL DAS DESPESAS (969.514) (877.691)

RESULTADO FINANCEIRO (254.383) 21.613


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37.1. Incentivos fiscais A Medida Provisória nº 2.199/14 de 24 de agosto de 2001, alterada pela Lei nº 11.196 de 21 de novembro de 2005, possibilita que as empresas situadas nas regiões de atuação da Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) e da Superintendência de Desenvolvimento do Amazônia (SUDAM), que possuam empreendimentos no setor de infraestrutura, considerado em ato do Poder Executivo, um dos setores prioritários para o desenvolvimento regional, reduzam o valor do imposto de renda devido para fins de investimentos em projetos de instalação, ampliação, modernização ou diversificação. Nesse contexto, a SUDENE e a SUDAM, por meio de laudos constitutivos, reconheceram o direito da Companhia à redução de 75% do Imposto sobre a renda e adicionais não restituíveis, calculados sobre o lucro da exploração nas atividades de geração e transmissão de energia elétrica para os seguintes empreendimentos e períodos relacionados abaixo:

Usina hidrelétrica Tucuruí, período de 2012 a 2021, Laudo 170/2014 Usina hidrelétrica Samuel, período de 2014 a 2023, Laudo 170/2014 Usina hidrelétrica Coaracy Nunes, período de 2015 a 2024, Laudo 009/2015 Usina hidrelétrica Curuá-Una, período de 2015 a 2024, Laudo 126/2015 Transmissão no Estado do Mato Grosso, de 2016 a 2025, Laudo 012/2016 Transmissão do Estado de Tocantins, período de 2016 a 2025, Laudo 001/2016 Transmissão do Estado de Boa Vista, período de 2016 a 2025, Laudo 060/2016 Transmissão do Estado do Acre, período de 2017 a 2026, Laudo 019/2017 Transmissão do Estado do Maranhão, período de 2017 a 2026, Laudo 063/2017 Transmissão do Estado de Rondônia, período de 2017 a 2026, Laudo 050/2017 Transmissão do Estado do Pará, período de 2017 a 2026, Laudo 072/2017

O incentivo fiscal de redução do Imposto de Renda e, adicionais não restituíveis, apurados são registrados no resultado do período como redução do imposto de renda, em atendimento ao Pronunciamento Técnico CPC 07. A parcela do lucro decorrente desses incentivos fiscais é objeto de destinação à Reserva de Lucro, denominada Reserva de Incentivos Fiscais, em conformidade com o artigo 195-A da Lei nº 6.404/76, a qual somente poderá ser utilizada para aumento do capital social ou absorção de prejuízos. Até 31 de dezembro 2017 houve aproveitamento do incentivo para imposto de renda no total de R$ 242.216. (Em 31.12.2016 – R$ 182.830).

NotaIRPJ CSLL Total IRPJ CSLL Total

Lucro antes do IRPJ e CSLL 1.164.671 1.164.671 150.181 150.181 Alíquota nominal 25% 9% 25% 9%Despesa nominal (291.168) (104.820) (37.545) (13.516)

Efeitos de adições e exclusões fiscais Provisões operacionais 26.107 9.398 (36.379) (13.096) Equivalência patrimonial 17.676 6.363 (248.799) (89.568) Demais adições e exclusões 53.848 19.378 959.437 343.674 Compensação de prejuízo fiscal e base negativa 106.504 38.341 73.689 28.222 Incentivos fiscais 37.1 242.216 - 182.830 - Ajustes regulatório/societário 33.063 (79.139) (431.625) (161.323) Total da (receita) despesa de IRPJ e CSLL 188.246 (110.479) 77.767 461.608 94.393 556.000

IRPJ e CSLL Correntes - (89.463) (89.463) - (65.849) (65.849) IRPJ e CSLL Diferidos 188.246 (21.016) 167.230 461.608 160.241 621.849

188.246 (110.479) 77.767 461.608 94.392 556.000 Alíquota efetiva -16,16% 9,49% -307,37% -62,85%

2017 2016


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NOTA 38 – DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO DO EXERCÍCIO SEGREGADO POR ATIVIDADE Em atendimento às instruções e orientações da ANEEL, apresentamos a Demonstração do Resultado do Exercício Segregado por atividade e simplificada - até a rubrica de Resultado da Atividade - de 31 de dezembro de 2017, das Unidades de Negócio: Geração (G), Transmissão (T) e Comercialização (C):

Geração Transmissão Comercialização Não Vinculada Total

Receita Fornecimento de energia elétrica 1.320.873 - - - 1.320.873 Suprimento de energia elétrica 2.776.707 - 245.834 - 3.022.541 Energia Elétrica de Curto Prazo 578.517 - 123.104 - 701.621 Disponibilização do sistema de transmissão - 1.437.639 - - 1.437.639 Outras receitas 162.776 - - - 162.776

4.838.873 1.437.639 368.938 - 6.645.450 Tributos ICMS (5.736) - - - (5.736) PIS-PASEP (69.401) (23.616) (2.198) - (95.215) Cofins (320.126) (108.777) (10.145) - (439.048)

(395.263) (132.393) (12.343) - (539.999)Encargos - Parcela "A" Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (39.532) (12.696) - - (52.228) Reserva Global de Reversão - RGR (126.263) (17.351) (9.970) - (153.584) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos (147.655) - - - (147.655)

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (14.231) (5.541) (1.117) - (20.889) Conta de Desenvolvimento Econômico - CDE (64.713) - - - (64.713)

Outros encargos (Proinfa) (98.063) - - - (98.063)

(490.457) (35.588) (11.087) - (537.132)

Receita líquida 3.953.153 1.269.658 345.508 - 5.568.319

Custos não gerenciáveis - Parcela "A" Energia elétrica comprada para revenda - - (550.969) - (550.969) Encargo de transmissão, conexão e distribuição (560.730) - - (560.730)

(560.730) - (550.969) - (1.111.699)

Resultado antes dos custos gerenciáveis 3.392.423 1.269.658 (205.461) - 4.456.620

Custos gerenciáveis - Parcela "B" Pessoal e administradores (663.662) (820.454) (42.828) (78.764) (1.605.708) Material (11.153) (16.777) (271) (830) (29.031) Serviços de terceiros (116.436) (107.425) (4.598) (24.667) (253.126) Arrendamento e aluguéis (36.615) (10.599) (102.399) (606) (150.219) Seguros (41.335) (13.695) (2.903) - (57.933) Doações, contribuições e subvenções (982) (760) (43) - (1.785) Provisões operacionais (735.942) (47.970) (21.490) - (805.402) Provisão para redução ao valor recuperável 92.644 79.345 129.763 208.157 509.909 Perdas na alienação de bens e direitos (988) - - - (988) (-) Recuperação de despesas 45.864 13.407 1.353 373 60.997 Tributos (3.975) (3.335) (73) (38) (7.421) Depreciação e amortização (424.247) (402.679) (4.141) (624) (831.691)

Gastos diversos (6.750) (62.379) (3.423) (32.720) (105.272)

Outras Receitas (Despesas) Operacionais - - - 169.399 169.399 (1.903.577) (1.393.321) (51.053) 239.680 (3.108.271)

Resultado da Atividade 1.488.846 (123.663) (256.514) 239.680 1.348.349


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38.1. Principais práticas contábeis adotadas na elaboração das demonstrações por Unidades de Negócio: Os segmentos operacionais são definidos como atividades de negócio das quais pode se obter receitas e incorrer em despesas. O principal tomador de decisões operacionais, responsável pela alocação de recursos e avaliação de desempenho dos segmentos operacionais é a Diretoria Executiva. A Diretoria Executiva avalia o desempenho dos segmentos operacionais com base na mensuração do lucro líquido. Os valores referentes às participações em outras companhias com seus reflexos em outras operações, no montante de R$ 70.705 estão sendo considerados como atividade não vinculada. Nas Unidades de Negócio foram consideradas as receitas operacionais faturadas aos consumidores externos, conforme segue:

38.2. Conciliação das Demonstrações de Resultado:

Unidades de negócio Outorgada Diferença

Receita Operacional 6.645.450 6.645.450 - Deduções da receita (1.077.131) (1.077.131) - Receita líquida 5.568.319 5.568.319 -

Custos Não Gerenciáveis (1.111.699) (1.111.699) - Custos Gerenciáveis (3.316.428) (3.108.271) (208.157)

Resultado do serviço 1.140.192 1.348.349 (208.157)

Equivalência Patrimonial - 70.705 (70.705) Resultado Financeiro (254.383) (254.383) -

Lucro antes da tributação e participações 885.809 1.164.671 (278.862)

Despesas com Impostos sobre o lucro 77.767 77.767 -

Lucro líquido (prejuízo) do exercício 963.576 1.242.438 (278.862)

As receitas e despesas operacionais estão contabilizadas em cada Unidade de Negócio, acrescidas dos valores apurados com base nas receitas transferidas entre elas. A diferença entre o lucro líquido das Unidades de Negócios e o total da Outorgada, no valor de R$ 278.862 mil, refere-se à reversão da provisão para perdas em investimentos (SPEs) no valor de R$ 208.157 e ao resultado positivo de equivalência patrimonial no valor de R$ 70.705. NOTA 39 - CONCILIAÇÃO DO BALANÇO PATRIMONIAL E DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO REGULATÓRIO E SOCIETÁRIO Para fins estatutários, a Outorgada seguiu a regulamentação societária para a contabilização e elaboração das Demonstrações Contábeis Societárias, sendo que para fins regulatórios, a Outorgada seguiu a

Receita da unidade G T C Total

Geração - G 4.838.873 - - 4.838.873 Transmissão - T - 1.437.639 - 1.437.639 Comercialização - C - - 368.938 368.938 Atividade não vinculadas - - - - -

4.838.873 1.437.639 368.938 6.645.450


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regulamentação regulatória, determinada pelo Órgão Regulador apresentada no Manual de Contabilidade de do setor elétrico (MCSE). Dessa forma, uma vez que há diferenças entre as práticas societárias e regulatórias, faz-se necessária a apresentação da reconciliação das informações apresentadas seguindo as práticas regulatórias com as informações apresentadas seguindo as práticas societárias. Conciliação dos Balanços Patrimoniais:

2017 2016A T I V O Notas Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes Societário

CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa 19.908 - 19.908 8.992 - 8.992 Consumidores 118.657 - 118.657 96.413 - 96.413 Concessionárias e Permissionárias 564.749 - 564.749 965.076 - 965.076 Serviços em Curso 43.255 - 43.255 118.982 - 118.982 Tributos Compensáveis 341.837 - 341.837 246.540 - 246.540 Almoxarifado Operacional 123.190 - 123.190 117.835 - 117.835

Investimentos Temporários 793.378 - 793.378 277.086 - 277.086 Despesas Pagas Antecipadamente 38.595 - 38.595 33.211 - 33.211 Instrumentos Financeiros Derivativos 209.327 - 209.327 127.808 - 127.808 Ativo Financeiro-Concessão Serviço Público de Energia Elétrica 39.1 - 1.370.805 1.370.805 - 784.702 784.702 Créditos junto à Ceron 231.736 - 231.736 189.762 - 189.762 Indenização pela Concessão a Receber - - - - - - Outros Ativos Circulantes 112.873 - 112.873 153.476 - 153.476

2.597.505 1.370.805 3.968.310 2.335.181 784.702 3.119.883

NÃO CIRCULANTE REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Tributos Compensáveis 33.904 - 33.904 36.563 - 36.563 Depósitos Judiciais e Cauções 415.979 - 415.979 449.997 - 449.997 Investimentos Temporários 87 - 87 258 - 258 Tributos Diferidos 39.2 1.571.207 (692.773) 878.434 1.542.250 (702.541) 839.709 Bens e Direitos para Uso Futuro 72.573 - 72.573 72.573 - 72.573 Despesas Pagas Antecipadamente 28.995 - 28.995 25.280 - 25.280 Instrumentos Financeiros Derivativos 216.904 - 216.904 100.965 - 100.965 Ativo Financeiro-Concessão Serviço Público de Energia Elétrica 39.1 - 8.732.521 8.732.521 - 8.875.863 8.875.863 Créditos junto à Ceron 2.239.024 - 2.239.024 2.029.303 - 2.029.303 Outros Ativos Não Circulantes 392.874 - 392.874 272.450 - 272.450 Bens e Atividades Não Vinculadas à Concessão do SPEE 39.3 4.856.949 170.074 5.027.023 4.051.895 170.074 4.221.969

9.828.496 8.209.822 18.038.318 8.581.534 8.343.396 16.924.930

IMOBILIZADO 39.4 13.745.019 (7.229.104) 6.515.915 14.221.494 (7.430.951) 6.790.543 INTANGÍVEL 39.5 482.937 (265.299) 217.638 514.597 (270.059) 244.538

24.056.452 715.419 24.771.871 23.317.625 642.386 23.960.011

TOTAL 26.653.957 2.086.224 28.740.181 25.652.806 1.427.088 27.079.894


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2017 2016PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO Notas Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes Societário

Circulante Fornecedores 553.696 - 553.696 547.870 - 547.870 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 932.336 - 932.336 956.829 - 956.829 Obrigações Sociais e Trabalhistas 303.011 - 303.011 339.681 - 339.681 Benefício Pós-Emprego 7.138 - 7.138 8.353 - 8.353 Tributos 123.541 - 123.541 125.209 - 125.209 Dividendos Declarados 1.106.363 - 1.106.363 973 - 973 Encargos Setoriais 308.118 - 308.118 299.617 - 299.617 Instrumentos Financeiros Derivativos 291 - 291 332 - 332 Provisão Operacional - - - - - - Adiantamento de Consumidores 78.891 - 78.891 60.504 - 60.504 Obrigações com a Controladora 477.555 - 477.555 264.948 - 264.948 Obrigações pela Aquisição de Ativos e Participação - - - 69.740 - 69.740 Convênios 10.443 - 10.443 81.283 - 81.283 Contratos Onerosos 12.048 - 12.048 14.245 - 14.245 Outros Passivos Circulantes 361.419 - 361.419 444.873 - 444.873

4.274.850 - 4.274.850 3.214.457 - 3.214.457 Não Circulante Fornecedores - - - 168.867 - 168.867 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 4.068.429 - 4.068.429 4.364.698 - 4.364.698 Obrigações Sociais e Trabalhistas 25.409 - 25.409 7.162 - 7.162 Benefício Pós-Emprego 31.186 - 31.186 16.303 - 16.303 Provisão para Litígios 925.007 - 925.007 810.087 - 810.087 Tributos - - - 135.016 - 135.016 Instrumentos Financeiros Derivativos 39.594 - 39.594 43.685 - 43.685 Adiantamento de Consumidores 519.391 - 519.391 592.215 - 592.215 Obrigações com a Controladora 1.373.681 - 1.373.681 1.456.977 - 1.456.977 Contratos Onerosos 289.074 - 289.074 376.700 - 376.700 Outros Passivos Não Circulantes 1.312.128 - 1.312.128 797.167 (3) 797.164 Obrigações Vinculadas à Concessão do SPEE 39.6 355.324 (355.324) - 358.151 (358.151) -

8.939.223 (355.324) 8.583.899 9.127.028 (358.154) 8.768.874

Total Passivo 13.214.073 (355.324) 12.858.749 12.341.485 (358.154) 11.983.331

Capital Social 11.576.263 - 11.576.263 11.576.263 - 11.576.263 Outros Resultados Abrangentes 39.7 1.045.464 (1.184.548) (139.084) 1.100.272 (1.122.888) (22.616) Reservas de Lucros 4.351.136 - 4.351.136 3.542.916 - 3.542.916 Lucros ou Prejuízos Acumulados 39.8 (3.532.979) 3.626.096 93.117 (2.908.130) 2.908.130 - Total Patrimônio Líquido 13.439.884 2.441.548 15.881.432 13.311.321 1.785.242 15.096.563

Passivo e Patrimônio Líquido 26.653.957 2.086.224 28.740.181 25.652.806 1.427.088 27.079.894


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Conciliação das Demonstrações de Resultado:

A seguir são detalhadas a natureza e explicações dos ajustes apresentados entre a contabilidade societária e a regulatória com os efeitos de contabilização de contratos de concessão (ICPC01): 39.1. Ativos financeiros da concessão Os ajustes são decorrentes de contabilização na contabilidade societária de expectativa de direito incondicional de receber caixa (indenização) ou outro ativo financeiro. De acordo com a interpretação ICPC 01(R1) - Contratos de Concessão e a orientação OCPC 05 - Contratos de Concessão, as concessionárias de transmissão de energia elétrica no ambiente regulatório brasileiro

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO Notas Ajustes Societário Regulatório Ajustes SocietárioReceita Operacional

Fornecimento de Energia Elétrica 1.320.873 - 1.320.873 1.120.330 - 1.120.330 Suprimento de Energia Elétrica 3.022.541 - 3.022.541 3.023.036 - 3.023.036 Energia Elétrica de Curto Prazo 701.621 - 701.621 385.152 - 385.152 Disponibilização do Sistema de Transmissão 39.8 1.437.639 234.953 1.672.592 835.333 3.718.633 4.553.966 Outras receitas 39.9 162.776 201.098 363.874 145.950 204.386 350.336

6.645.450 436.051 7.081.501 5.509.801 3.923.019 9.432.820 Tributos

ICMS 39.10 (5.736) (11.631) (17.367) (6.821) (8.623) (15.444) PIS-PASEP 39.10 (95.215) (2.523) (97.738) (80.863) (2.350) (83.213) Cofins 39.10 (439.048) (11.626) (450.674) (375.640) (10.830) (386.470) ISS 39.10 - (4.928) (4.928) - (4.204) (4.204) Outros 39.10 - (991) (991) - (1.362) (1.362)

(539.999) (31.699) (571.698) (463.324) (27.369) (490.693) Encargos - Parcela "A"

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (52.228) - (52.228) (42.316) - (42.316) Reserva global de Reversão - RGR (153.584) - (153.584) (128.745) - (128.745) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH (147.655) - (147.655) (170.518) - (170.518) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE (20.889) - (20.889) (16.878) - (16.878) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (64.713) - (64.713) (40.617) - (40.617) Outros Encargos (Proinfa) (98.063) - (98.063) (105.333) - (105.333)

(537.132) - (537.132) (504.407) - (504.407)

Deduções da Receita (1.077.131) (31.699) (1.108.830) (967.731) (27.369) (995.100)

Receita Líquida 5.568.319 404.352 5.972.671 4.542.070 3.895.650 8.437.720

Custos Não Gerenciáveis - Parcela "A"Energia Elétrica Comprada para Revenda (550.969) - (550.969) (182.469) - (182.469) Encargo de Transmissão, Conexão e Distribuição (560.730) - (560.730) (523.686) - (523.686) Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia Elétrica - - - (3.717) - (3.717)

(1.111.699) - (1.111.699) (709.872) - (709.872)

Resultado Antes dos Custos Gerenciáveis 4.456.620 404.352 4.860.972 3.832.198 3.895.650 7.727.848

Custos Gerenciáveis - Parcela "B"Pessoal e Administradores (1.605.708) - (1.605.708) (1.346.171) - (1.346.171) Material (29.031) - (29.031) (31.211) - (31.211) Serviços de Terceiros (253.126) - (253.126) (299.622) - (299.622) Arrendamento e Aluguéis (150.219) - (150.219) (142.163) - (142.163) Seguros (57.933) - (57.933) (84.966) - (84.966) Doações, Contribuições e Subvenções (1.785) - (1.785) (15.945) - (15.945) Provisões Operacionais (805.401) - (805.401) (380.171) - (380.171) Provisão para Redução ao Valor Recuperável 39.11 509.909 86.928 596.837 (1.126.648) (138.346) (1.264.994) Perdas na Alienação e Desativação de Bens e Direitos (988) - (988) (77) - (77) (-) Recuperação de Despesas 60.996 - 60.996 96.367 - 96.367 Tributos (7.421) - (7.421) (8.461) - (8.461) Depreciação e Amortização 39.12 (831.691) 389.174 (442.517) (619.973) 158.251 (461.722) Custo de Construção 39.13 - (65.246) (65.246) - (165.610) (165.610) Gastos Diversos (105.272) - (105.272) (79.542) - (79.542) Outras Receitas (Despesas) Operacionais 39.14 169.399 (169.398) 1 177.995 (177.015) 980

(3.108.271) 241.458 (2.866.813) (3.860.588) (322.720) (4.183.308)

Resultado da Atividade 1.348.349 645.810 1.994.159 (28.390) 3.572.930 3.544.540

Equivalência Patrimonial 70.705 - 70.705 156.958 - 156.958

Resultado FinanceiroDespesas Financeiras (969.514) - (969.514) (877.691) - (877.691) Receitas Financeiras 715.131 - 715.131 899.304 - 899.304

(254.383) - (254.383) 21.613 - 21.613

Resultado Antes dos Impostos Sobre o Lucro 1.164.671 645.810 1.810.481 150.181 3.572.930 3.723.111 Despesa com Impostos sobre o Lucro 39.15 77.767 25.599 103.366 556.000 (1.090.270) (534.270)

Resultado Líquido do Exercício 1.242.438 671.409 1.913.847 706.181 2.482.660 3.188.841

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adotam o modelo do ativo financeiro, conforme estabelecido pelo parágrafo 93 da referida orientação. Desta forma, a parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados ou depreciados até o final da concessão é classificada como um ativo financeiro (e não como ativo imobilizado) por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do Poder Concedente. 39.2. Tributos diferidos Os ajustes são decorrentes de tributos diferidos apurados sobre o ativo financeiro (nota 41.1) e sobre a remuneração dos ativos de transmissão da RBSE (nota 18.2) em função de práticas contábeis divergentes entre a contabilidade regulatória e societária. 39.3. Bens e atividades não vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica Os ajustes são decorrentes da aquisição, no exercício de 2015, da participação acionária da Eletrosul Centrais Elétricas S.A. nas Sociedades de Propósito Específico (SPE) Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. e Construtora Integração Ltda envolvendo a aquisição pela Companhia de 24,5% de participação em cada um dos investimentos. A avaliação que determinou o montante a ser pago, apresentado no laudo datado de 30 de outubro de 2014, apontou valor justo de contraprestação inferior ao valor da ação da empresa. O ganho gerado (compra vantajosa) nestas operações, após a atualização do valuation, registrado no resultado da Companhia foi de:

Sociedade de Propósito Específico 2015

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 158.112 Construtora Integração Ltda. 13.862

Total 171.974 De acordo com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE) este ganho é considerado como deságio, contabilizado em conta retificadora do ativo conforme a seguir: 1220 Bens e Atividades não vinculadas à concessão e permissão do serviço público de energia elétrica 1220.1 Participações Societárias Permanentes 1220.1.01 Avaliadas pela Equivalência Patrimonial 1220.1.01.03 (-) Deságio na aquisição ou subscrição Em função das práticas contábeis divergentes foi necessário o ajuste de R$ 171.974 entre a contabilidade regulatória e societária. Nesta rubrica foi a ajustado ainda o valor de R$ 1.900, referente à reclassificação de “imobilizado não vinculado à concessão” considerado como “imobilizado” no balanço societário, perfazendo o montante líquido ajustado neste item de R$ 170.074. 39.4. Imobilizado Os ajustes são em função do ativo imobilizado da atividade de transmissão, que é considerado como ativo financeiro na contabilidade societária (nota 39.1), sendo necessários ajustes, inclusive na respectiva depreciação, para formação do ativo financeiro. Neste exercício, em função da homologação pela ANEEL do laudo de avaliação da RBSE, e nos termos da orientação daquela agência, seus efeitos foram reconhecidos na contabilidade regulatória como ativo imobilizado em contrapartida da reserva de reavaliação, notas 18.2 e 32.4.2 (Outros resultados Abrangentes no Patrimônio Líquido). Na contabilidade societária tais efeitos foram reconhecidos no ativo financeiro da concessão tendo como contrapartida a receita financeira (TIR). Neste item são ajustados ainda as Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica (nota 39.6), que no balanço societário são compensadas com o imobilizado e no balanço regulatório


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são consideradas como passivo não circulante, assim como a reclassificação de imobilizado não vinculado à concessão, mencionada no item anterior. 39.5. Intangível Os ajustes são referentes aos ativos considerados como imobilizado de transmissão na contabilidade regulatória e ativo financeiro na contabilidade societária, em função da interpretação ICPC 01(R1) - Contratos de Concessão e a orientação OCPC 05 - Contratos de Concessão (nota 39.1). 39.6. Obrigações vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica Na elaboração do balanço societária as obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica, por possuírem a vinculação direta com os ativos respectivos, são compensadas com o imobilizado e no balanço regulatório são consideradas como passivo não circulante, conforme orientação da ANEEL. Dessa forma, torna-se necessário o ajuste para permitir a comparação com o balanço societário. 39.7. Outros resultados abrangentes Os ajustes nesta rubrica são decorrentes da reserva de reavaliação da RBSE, líquida de impostos, contabilizada somente na contabilidade regulatória, como contrapartida do imobilizado conforme mencionado na nota 39.4. 39.8. Lucros ou prejuízos acumulados Os ajustes nesta rubrica são necessários em função da distribuição do lucro na contabilidade societária e estão demonstrados na nota 39.17. Conciliação do patrimônio líquido societário e regulatório. 39.9. Receita Operacional - Disponibilização do sistema de transmissão Os ajustes neste grupo são decorrentes do ativo financeiro na contabilidade societária, em que a receita anual permitida (RAP) é composta por uma parcela que remunera o ativo financeiro constituído (investimento realizado nas construções das linhas de transmissão), e por uma parcela que remunera a operação e manutenção da rede de transmissão. Os valores ajustados estão detalhados por rubrica na nota 39.18. Conciliação do lucro líquido societário e regulatório. 39.10. Receita Operacional – Outras receitas Os ajustes neste grupo são decorrentes de reclassificação de “Outras receitas (despesas) operacionais” do grupo “Custos gerenciáveis”, no resultado regulatório, consideradas como “Outras receitas” do grupo “Receita operacional” no resultado societário. 39.11. Tributos Os ajustes neste grupo são decorrentes de reclassificação dos tributos incidentes sobre as receitas reclassificadas no item anterior. 39.12. Custos gerenciáveis – Provisão para redução ao valor recuperável Os ajustes nesta rubrica são decorrentes das provisões para redução ao valor recuperável (impairment), de ativos financeiros reconhecidos na contabilidade societária e não reconhecidos na contabilidade regulatória. 39.13. Custos gerenciáveis – Depreciação e amortização Os ajustes nesta rubrica são decorrentes dos custos de depreciação e amortização dos ativos de transmissão, na contabilidade regulatória, considerados como ativos financeiros na contabilidade societária (nota 39.18).


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39.14. Custos gerenciáveis – Custo de construção Os ajustes nesta rubrica são decorrentes dos custos de construção reconhecidos no ativo financeiro, decorrentes da aplicação do ICPC01 e OCPC05 (nota 39.1) e não reconhecidos na contabilidade regulatória. 39.15. Custos gerenciáveis – Outras receitas (despesas) operacionais Ajustes de reclassificação entre receitas e respectivos tributos em função da forma de apresentação dos resultados societário e regulatório conforme citado nos itens 39.10 e 39.11. 39.16. Despesas com impostos sobre o lucro Os ajustes são decorrentes de tributos diferidos apurados sobre o ativo financeiro (nota 39.1) em função de práticas contábeis divergentes entre a contabilidade regulatória e societária. 39.17. Conciliação do patrimônio líquido societário e regulatório

39.18. Conciliação do lucro líquido societário e regulatório

NOTA 40 – COMPROMISSOS OPERACIONAIS DE LONGO PRAZO Os valores e preços dos compromissos operacionais de longo prazo da Controladora e de suas investidas estão apresentados pelo valor nominal e não estão deduzidos de eventuais subvenções e reembolsos de custos que a Companhia detenha. Os valores dos compromissos das empresas investidas estão apresentados pela proporção das participações da Companhia.

2017 2016Saldos do Patrimônio Líquido Societário 15.881.432 15.096.563

Efeito dos ajustes entre contabilidade societária versus regulatória Saldos iniciais dos ajustes anteriores entre contabilidade societária versus regulatória (1.785.242) (404.592) Ajustes do ativo financeiro da concessão (ICPC01) (671.409) (2.482.660) Reserva de Reavaliação regulatória compulsória (RBSE/VNR) (30.728) 1.122.888 Ajuste do VNR no lucro acumulado 46.557 - Realização de reserva (726) - Ajuste incorporação de investida - (20.878)

(2.441.548) (1.785.242)

Saldos do Patrimônio Líquido Regulatório 13.439.884 13.311.321

2017 2016

Lucro líquido conforme contabilidade societária 1.913.847 3.188.841

Efeito dos ajustes entre contabilidade societária versus regulatória Receita de construção (65.246) (165.610) Receita financeita (TIR) (1.124.618) (3.930.847) Reversão da receita anual permitida (RAP) 954.911 377.824

Total das receitas (234.953) (3.718.633)

Provisão para redução ao valor recuperável (86.928) 138.346 Depreciação (389.174) (158.251) Custo de construção 65.246 165.610 Outras despesas operacionais (1) (2) Tributos (25.599) 1.090.270

Total das despesas (436.456) 1.235.973 (671.409) (2.482.660)

Compra vantajosa na aquisição de investimento - - Total dos ajustes (671.409) (2.482.660)

Lucro (prejuízo) líquido regulatório 1.242.438 706.181


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40.1. Socioambientais Em decorrência de exigências legais, relacionadas às obras de expansão da UHE Tucuruí, houve necessidade de efetivar o processo de licenciamento desse empreendimento junto à Secretaria de Estado de Meio Ambiente (Sema) do Estado do Pará. Diante disso, para liberação da Licença de Instalação (LI), as partes acordaram que a Companhia seria responsável por realizar investimentos em programas de mitigação e compensações socioambientais, visando o desenvolvimento sustentável dos municípios à montante e à jusante da UHE Tucurí envolvidos. Estes compromissos estão registrados no passivo da Companhia e totalizam R$ 146.272. Em 31.12.2016 – R$ 147.084 (nota 30). 40.2. Aportes de capital da Companhia em empresas investidas A Companhia possui compromissos em seu orçamento para realização de aportes de capitais em empresas investidas. Os valores informados abaixo estão sujeitos à aprovação do SEST.

40.3. Mútuo entre Eletronorte e State Grid Brazil Holding A Companhia celebrou, em 16 de dezembro de 2014, instrumento particular de mútuo com a empresa State Grid Brazil Holding, cujo objeto é a concessão de recursos à Eletronorte. NOTA 41 – TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS A Companhia efetuou transações com partes relacionadas, incluindo compra e venda de energia elétrica, além de transações de empréstimos e financiamentos. A energia elétrica vendida é baseada em tarifas homologadas pela ANEEL.

GERAÇÃO 204.006 23.807 - 227.813

Norte Energia S.A. 19,80% 139.571 7.392 - 146.963

Consóricio energético SINOP S.A. 24,50% 64.435 16.415 - 80.850

TRANSMISSÃO 89.895 - - 89.895

Norte Brasil Transmissora Energia S.A. 24,50% 58.045 - - 58.045 Belo Monte Transmissora de Energia S A

24,50% 31.850 - - 31.850

TOTAL DE APORTES 293.901 23.807 - 317.708

TOTALSPEParticipação da

Companhia2018 2019 2020


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41.1. As transações com as partes relacionadas em que a Companhia possui participação societária são as seguintes:

Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoAmazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. 190 109 1.076 191 175 408 Despesa uso da transmissão - 109 (1.793) - 175 (2.124) Receita uso da transmissão 27 - 325 - - - Serviços prestados 163 - 2.544 191 - 2.532

Belo Monte Transmissora de Energia S.P.E. - 1.030 588 584 - 1.592 Despesa uso da transmissão - 1.030 (884) Serviços prestados - - 1.472 584 - 1.592

Brasnorte Transmissora de Energia S.A. - 61 (840) 855 99 1.411 Despesa uso da transmissão - 61 (999) - 99 (1.177) Serviços prestados - - 159 855 - 2.588

Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. 80 - 697 64 - 540 Receita uso da transmissão 79 - 681 63 - 529 Serviços prestados 1 - 16 1 - 11

Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. 93 - 814 75 - 635 Receita uso da transmissão 92 - 797 74 - 620

Serviços prestados 1 - 17 1 - 15

Caixa de Assistência do Setor Elétrico (E-Vida) 5.523 1.534 (127.879) - 2 (11.422) Empregados 5.523 1.534 (127.879) - 2 (11.422)

Companhia Energética SINOP S.A - - - - - - Adiantamento para futuro aumento de capital - - - - - -

Energética Águas da Pedra S.A. 193 - 2.124 202 - 1.615 Receita uso da transmissão 193 - 2.124 202 - 1.615

Integração Transmissora de Energia S.A. 371 397 (22) 548 698 (2.146) Despesa uso da transmissão - 397 (4.938) - 698 (6.300)

Serviços prestados 371 - 4.916 548 - 4.154

Manaus Transmissora de Energia S.A. 1.482 597 (6.916) 1.482 888 (8.075) Adiantamento para futuro aumento de capital 415 - - 415 - - Despesa uso da transmissão - 597 (6.916) - 888 (8.075)

Outros 1.067 - - 1.067 - -

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 122 992 (10.969) 203 1.538 (13.232) Despesa uso da transmissão - 992 (12.067) - 1.538 (14.267)

Serviços prestados 122 - 1.098 203 - 1.035

Norte Energia S.A. 8.959 - 94.869 2.019 - 57.119 Receita uso da transmissão 3.203 - 25.796 1.909 - 6.169

Serviços prestados 5.756 - 69.073 110 - 50.950

Previnorte Fundação de Previdência Complementar 395 - (146.499) 84 19.732 (140.827) Empregados cedidos 395 - - 84 - - Repasse patrocinadora - - - - - - Repasse empregados - - (146.499) - 19.732 (140.827)

Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. 82 - 716 66 - 559 Receita uso da transmissão 81 - 700 65 - 14


Transmissora Matogrossense de Energia S.A. 11 179 (1.290) 22 239 (2.034) Despesa uso da transmissão - 179 (2.084) - 239 (2.134)

Serviços prestados 11 - 794 22 - 121 Outros - - - - - (21)

Transnorte Energia S.A 56 6 440 66 36 378 Despesa uso da transmissão 10 6 (241) - 36 (333)


TOTAL 17.557 4.904 (193.090) 6.460 23.406 (113.479)

31/12/2017 31/12/2016


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41.2. As transações com as outras partes relacionadas são as seguintes:

Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoAmazonas Distribuidora de Energia S.A. 20.897 41 17.516 20.245 - 12.139 Receita uso da transmissão 2.746 - 18.026 3.537 - 12.614 Empregados cedidos 173 41 - 119 - (475) Empregados requisitados - - (510) - - - Outros 17.978 - - 16.589 - -

Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. 261 55 816 3.382 - (535) Receita uso da transmissão 159 - 816 - - - Empregados cedidos 102 - - 3.382 - (535) Empregados requisitados - 55 - - - -

Boa Vista Energia S.A. 549.202 4 221.880 569.856 283 229.301 Suprimento de energia elétrica 489.373 - 224.683 224.174 - 232.140 Empregados requisitados - - (2.803) - 279 (2.839)

Outros 59.829 4 - 345.682 4 -

Cia. Energética de Alagoas S.A. - Ceal 1.779 - 17.320 8.833 - 45.463 Suprimento de energia elétrica 812 - 13.214 8.578 - 43.742 Receita uso da transmissão 967 - 4.106 255 - 1.721

Cia. Energética do Piauí S.A. - Cepisa 2.086 - 13.087 6.939 - 21.191 Suprimento de energia elétrica 691 - 7.081 6.598 - 17.875 Receita uso da transmissão 1.395 - 5.941 324 - 3.232 Empregados cedidos - - 65 17 - 84

Centrais Elétricas de Rondônia S.A. - Ceron 2.491.481 153 241.493 2.265.724 154 294.500 Suprimento de energia elétrica 27 - 300 29 - 265 Receita uso da transmissão 2.110 - 15.734 1.625 - 13.573

Contas a receber (operação termonorte) 2.489.528 - 225.459 2.264.069 - 282.634 Empregados cedidos e PPRS 16 - - - - (1.675) Empregados requisitados - 153 - - - - Outros - - - - 154 (297)

Cia. de Geração Térmica de Energia Elétrica S.A. - Cgtee 20.091 - 212.016 90.272 - 218.923 Suprimento de energia elétrica 19.651 - 208.387 89.900 - 216.158 Receita uso da transmissão 440 - 3.629 353 - 2.765 Empregados cedidos - - - 18 - -

Cia. Hidro Elétrica do São Francisco S.A. - Chesf 5.413 6.773 (5.591) 4.310 3.153 4.275 Receita uso da transmissão 5.368 - 58.023 4.310 - 44.167

Despesa uso da transmissão - 6.730 (63.566) - 3.130 (38.046) Empregados cedidos 45 - 218 - 23 (401) Empregados requisitados - 43 (267) - - (1.445)

Cia. de Eletricidade do Acre S.A. - Eletroacre 284 26 5.451 647 - 125 Suprimento de energia elétrica - - 328 75 - 346 Receita uso da transmissão 284 - 5.258 572 - - Empregados requisitados - PPRS - 26 (135) - - (221) Outros - - -

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras 3.735 4.054.109 (424.224) 7.852 4.479.100 (454.377) Empréstimos e financiamentos - 2.202.873 (283.676) - 2.757.175 (198.230) Empregados cedidos 3.735 - - 7.852 - (39.773) Empregados requisitados - - 27.173 - - -

Obrigações com a Controladora - 1.851.236 (167.721) - 1.721.925 (216.371) Outros - - - - - (3)

Eletrobras Termonuclear S.A. - Eletronuclear 1.159 52 10.404 767 - 5.245 Receita uso da transmissão 849 - 8.826 611 - 6.313 Empregados cedidos 310 - 1.578 - - - Empregados requisitados - 52 - 156 - (1.068)

Eletrobras Participações S.A. - Eletropar 244 - - 504 - (11.422) Outros 244 - - 504 - (11.422)

Eletrosul Centrais Elétricas S.A. 312 3.024 (38.019) 559 72.942 (35.900) Receita uso da transmissão 109 - 1.185 88 - 909

Despesa uso da transmissão - 2.960 (38.152) - 3.022 (37.318) Empregados cedidos 203 64 - 471 180 (1.198) Empregados requisitados - - (1.052) - - 1.707

Aquisição de ativos - - - - 69.740 -

Furnas Centrais Elétricas S.A. 5.754 7.755 (30.378) 193 3.749 (15.158) Receita uso da transmissão 5.604 - 43.933 193 3.749 32.686

Despesa uso da transmissão - 7.647 (74.237) - - (45.346) Empregados cedidos 150 - 1.072 - - (1.286) Empregados requisitados - - (1.146) - - (1.212) Outros - 108 - - - -

TOTAL 3.102.697 4.071.992 241.771 2.980.084 4.559.381 313.770

31/12/2017 31/12/2016


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Receita / Despesa uso da transmissão

Corresponde a valores a receber e/ou a pagar referente ao faturamento vinculado à Receita Anual Permitida (RAP). A tarifa praticada nessas transações entre as partes relacionadas é definida em resoluções da ANEEL para todos os usuários do Sistema de Transmissão.

Serviços prestados

Refere-se a serviços operação e manutenção, gerenciamento e supervisão de qualidade, serviço de comissionamento e outros serviços prestados às partes relacionadas.

Repasse:

Montantes repassados à Caixa de Assistência e à Fundação de previdência que gerenciam o plano de saúde dos empregados e o fundo de pensão respectivamente.

Empregados cedidos e requisitados

Os custos com empregados cedidos das partes relacionadas para a Companhia, assim como os custos dos empregados cedidos da Companhia para partes relacionadas, são totalmente reembolsados entre as empresas.

Suprimento de energia elétrica

Refere-se a operações de venda de energia elétrica.

Contas a receber (operação Termo Norte)

Refere-se aos valores a receber da CERON da manutenção da operação da Termo Norte.

Aquisição de ativos

Refere-se aos pagamentos decorrentes da aquisição de ativos junto a partes relacionadas.


Sobre as operações de empréstimos e financiamentos concedidos pela Eletrobras à Companhia são cobrados encargos nas mesmas condições existentes no mercado.

41.3. Remuneração do pessoal chave da Administração Os gastos com a remuneração dos conselheiros de administração e fiscal e diretores executivos estão demonstrados a seguir:

31/12/2017 31/12/2016

Remuneração dos Diretores e Conselheiros 4.468 3.859

Encargos sociais 42 35 Benefícios 423 387 Outros 247 248 Total 5.180 4.529


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NOTA 42– INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS 42.1. Gestão do Risco de Capital Os objetivos da Companhia ao administrar seu capital são os de salvaguardar a capacidade de continuidade para oferecer retorno aos acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de perseguir uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo. As aquisições e vendas de ativos financeiros são reconhecidas na data de negociação. Para manter ou ajustar a estrutura do capital, a Companhia pode rever a política de pagamento de dividendos, devolver capital aos acionistas ou, ainda, emitir novas ações ou vender ativos para reduzir, por exemplo, o nível de endividamento. Condizente com outras companhias do setor, a Companhia monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira. Esse índice corresponde à dívida líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida, por sua vez, corresponde ao total de empréstimos e de debêntures (contemplando as dívidas de curto e longo prazo, conforme demonstrado no balanço patrimonial), subtraído do montante de caixa e equivalentes de caixa. O capital total é apurado através da soma do patrimônio líquido, conforme demonstrado no balanço patrimonial, com a dívida líquida.

42.2. Classificação por categoria de instrumentos financeiros Os instrumentos financeiros da Companhia estão classificados em categorias de ativos e passivos financeiros, os quais contemplam inclusive os instrumentos derivativos, conforme segue:

Nota 31/12/2017 31/12/2016

Financiamentos, empréstimos e debêntures 20 5.000.764 5.321.527 (-) Caixa e equivalentes de caixa 6 (19.908) (8.992) Dívida líquida 4.980.856 5.312.535 Patrimônio líquido 30 13.439.884 13.311.321 Total do capital 18.420.740 18.623.856 Índice de alavancagem financeira 27% 29%

Nota 31/12/2017 31/12/2016Empréstimos e recebíveis 3.688.910 3.706.480 Consumidores, concessionárias e permissionárias 7 683.406 1.061.489 Outros - Crédito junto à Ceron 12 2.470.760 2.219.065 Outros ativos 13 534.744 425.926 Mensurados a valor justo por meio do resultado 1.239.604 497.125 Caixa e equivalentes de caixa 6 19.908 (8.992) Instrumentos financeiros derivativos 11 426.231 228.773 Investimentos temporários 10 793.465 277.344

PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante / Não Circulante) Nota 31/12/2017 31/12/2016Mensurados ao Custo Amortizado 7.539.573 7.752.532 Fornecedores 19 553.696 716.737 Financiamentos e empréstimos 20 5.000.765 5.321.527 Convênios 28.2 10.443 81.283 Contratos onerosos 35 301.122 390.945

Outros passivos 28 1.673.547 1.242.040 Mensurados a Valor Justo por meio do resultado 44.017 44.017 Instrumentos financeiros derivativos 11 44.017 44.017

ATIVOS FINANCEIROS (Circulante / Não Circulante)


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42.2.1. Ativos Financeiros - classificados nas seguintes categorias a) Caixa e Equivalentes de caixa: mantidos para negociação em curto prazo e mensurados pelo valor

justo,Obs. Aquino sendo os seus efeitos reconhecidos diretamente no resultado.

b) Investimentos temporários: usualmente mantidos para negociação em curto prazo e mensurados pelo valor justo, sendo os seus efeitos reconhecidos diretamente no resultado.

c) Consumidores, concessionárias e permissionárias: são registrados pelo seu valor nominal, similar aos

valores justos e prováveis de realização. Os créditos renegociados são registrados assumindo a intenção de mantê-los até o vencimento, pelos seus valores prováveis de realização, similares aos valores justos.

d) Demais ativos financeiros: são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros

efetiva, e seus valores justos são similares aos seus valores contábeis. 42.2.2. Passivos Financeiros - classificados nas seguintes categorias a) Fornecedores: são mensurados pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável,

dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço, sendo o seu valor contábil aproximado de seu valor justo.

b) Empréstimos e financiamentos: são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de

juros efetiva. Nessa classificação de passivo financeiro destacam-se os empréstimos e financiamentos obtidos junto às instituições financeiras, notadamente no exterior, e aos fundos setoriais, em especial a RGR. Os valores de mercado dos empréstimos e financiamentos obtidos são similares aos seus valores contábeis.

Os financiamentos captados são contratados junto à Controladora da Companhia. Os demais empréstimos são captados a taxas de mercado, fazendo com que o valor contábil seja próximo ao seu valor presente. A Companhia finalizou o exercício com contratos passivos, entre empréstimos, financiamentos e debêntures, que totalizam R$ 5.000.765 (2016 - R$ 5.321.527), e apresentam o equivalente em US$ (dólar) conforme demonstrado a seguir:

c) Demais passivos financeiros: são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de

juros efetiva, e seus valores justos são similares aos seus valores contábeis. 42.3. Gestão de Riscos Financeiros No exercício de suas atividades, a Companhia é impactada por eventos de riscos que podem comprometer os seus objetivos estratégicos. O gerenciamento de riscos tem como principal objetivo antecipar e minimizar os efeitos adversos de tais eventos nos negócios e resultados econômico-financeiros da Companhia. Para a gestão de riscos financeiros, a Companhia definiu políticas e estratégias operacionais e financeiras, aprovadas por comitês internos e pela Administração, que visam conferir liquidez, segurança e rentabilidade a seus ativos e manter os níveis de endividamento e perfil da dívida definidos para os fluxos econômico-financeiros.

Dólar Norte-Americano 99.093 327.800 7%

Real 1.374.792 4.547.812 91%Iene 37.833 125.153 3%Euro - - 0%

1.511.718 5.000.765 100%

Moeda US$ (equivalentes) R$ %


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Os principais riscos financeiros identificados no processo de gerenciamento de riscos são: 42.3.1. Risco de taxa de câmbio Esse risco decorre da possibilidade da Companhia ter seus demonstrativos econômico-financeiros impactados por flutuações nas taxas de câmbio. A Companhia apresenta exposição a riscos financeiros que causam volatilidade em suas demonstrações contábeis bem como em seu fluxo de caixa. A Companhia apresenta relevante exposição entre ativos e passivos indexados à moeda estrangeira, em especial ao dólar norte americano, proveniente principalmente de contratos de financiamento. Adicionalmente, existem exposições à taxa de juros em Iene, relativas a contratos de captação externa.. Com isso, a referida política visa que os resultados da Companhia reflitam fielmente o seu real desempenho operacional e que o seu fluxo de caixa projetado apresente menor volatilidade.

42.3.2. Risco de taxa de juros Esse risco está associado à possibilidade da Companhia contabilizar perdas em razão de oscilações das taxas de juros de mercado, impactando seus demonstrativos pela elevação das despesas financeiras, relativas a contratos de captação externa. A Companhia monitora a sua exposição às taxas operadas. A exposição da Companhia às taxas de juros de ativos e passivos financeiros está detalhada no item de análise de sensibilidade desta nota explicativa. 42.3.3. Risco de commodities A Companhia celebrou, no exercício de 2004, contratos de longo prazo para fornecimento de energia elétrica a três de seus principais clientes. Esses contratos de longo prazo estão associados ao preço internacional do alumínio, cotado na LME, como ativo básico para fins de definição dos valores mensais dos contratos. Os detalhes dos contratos são os seguintes:

Esses contratos incluem o conceito de cap and floor band, relacionado ao preço do alumínio cotado na LME. O preço limite máximo e mínimo da LME está limitado a US$ 2,773. 21/ton e US$ 1,450/ton, respectivamente. O ganho apurado na operação com derivativos oriundo dos contratos de fornecimento de energia no período é de R$ 233.255. (Em dezembro de 2016, ganho de R$ 182,462) – nota 11.1. A posição patrimonial líquida apresentada no período é ativa em R$ 386.346.(Em dezembro de 2016, posição ativa de R$ 184.756). 42.3.4. Risco de crédito

31/12/2017 31/12/2016

Passivos Dólar norte-americano 327.800 365.611

Iene 125.153 134.698 Passivo líquido exposto 452.953 500.309

Exposição à moeda estrangeira

Inicial Final

Albrás 01/07/2004 31/12/2024

BHP Billiton (South32) 01/07/2004 31/12/2017 315 MW

750 até 31/12/2006 e 800 apartir de 01/01/2007

Data do contrato CLIENTE Volume em megawatts médios (MW)


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Esse risco decorre da possibilidade da Companhia incorrer em perdas resultantes da dificuldade na realização de seus recebíveis junto a clientes, bem como da inadimplência de instituições financeiras contrapartes em operações. A exposição ao risco de crédito da Companhia está demonstrada abaixo:

Caixa e equivalentes de caixa: Em eventuais relações com instituições financeiras, a Companhia tem como prática a realização de operações somente com instituições de baixo risco avaliadas por agências de rating e que atendam a requisitos patrimoniais previamente definidos e formalizados. Adicionalmente, são definidos limites de crédito que são revisados periodicamente. Investimentos temporários: As disponibilidades de caixa são aplicadas em um fundo extramercado, conforme normativo específico do Banco Central do Brasil. Esse fundo é composto na sua totalidade por títulos públicos custodiados na Selic, não havendo exposição ao risco de contraparte. Consumidores, concessionárias e permissionárias: A Companhia, através de suas controladas, atua nos mercados de geração e transmissão de energia elétrica amparada em contratos firmados em ambiente regulado. A Companhia busca minimizar seus riscos de crédito através de mecanismos de garantia envolvendo recebíveis de seus clientes e, quando aplicável, através de fianças bancárias. Indenização de concessões e direito de ressarcimento: O valor referente às indenizações a receber e do direito de ressarcimento serão quitados pelo Poder Público, deste modo, o risco de crédito associado a esta operação é baixo. Créditos junto à CERON: Esses créditos foram objetos de dação em pagamento de dividendos à Eletrobras, conforme definido e aprovado em AGE (nota 12). Outros ativos: Os valores transacionados e registrados em outros ativos são, normalmente, de baixa relevância, e quando há expectativa de não recebimento por parte da Companhia, tais valores são provisionados. A partir deste momento a Companhia inicia o processo de renegociação destes valores. 42.3.5. Risco de liquidez As necessidades de liquidez da Companhia são de responsabilidade das áreas de tesouraria e de captação de recursos, que atuam alinhadas no monitoramento permanente dos fluxos de caixa de curto, médio e longo prazo, previstos e realizados, buscando evitar eventuais descasamentos e consequentes perdas financeiras e garantir as exigências de liquidez para as suas necessidades operacionais. As datas de vencimento dos instrumentos financeiros derivativos estão divulgadas na nota 11. A tabela abaixo mostra os passivos financeiros não derivativos da Companhia por faixas de vencimento, correspondentes ao período remanescente no balanço patrimonial até a data contratual do vencimento. Os valores divulgados na tabela são os fluxos de caixa não descontados contratados. As tabelas incluem os fluxos de caixa dos juros a incorrer e do principal. Na medida em que os fluxos de juros são pós-fixados, o valor não descontado é obtido com base nas curvas de juros no encerramento do exercício. O vencimento contratual baseia-se na data mais recente em que a Companhia deve quitar as respectivas obrigações

Ativos (Circulante / Não Circulante)

Saldos em 31de dezembro de 2017

Saldos em 31 de dezembro de 2016

Caixa e equivalentes de caixa 19.908 (8.992) Investimentos temporários 793.465 277.344 Consumidores, concessionárias e permissionárias 683.406 1.061.489 Créditos junto à Ceron 2.470.760 2.219.065 Outros ativos 534.744 425.926 Total 4.502.283 3.974.832


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42.4. Análise de Sensibilidade dos instrumentos financeiros Nos quadros a seguir foram considerados cenários para índices e taxas, com os respectivos impactos nos resultados da Companhia. Para a análise de sensibilidade, utilizou-se como cenário provável para 2017 previsões e/ou estimativas baseadas, fundamentalmente, em premissas macroeconômicas obtidas do Relatório Focus, divulgado pelo Banco Central. 42.4.1. Empréstimos obtidos Foram realizadas análises de sensibilidade dos contratos de empréstimos e financiamentos em quatro diferentes cenários: dois com elevação das moedas-indexadores do saldo devedor e dois com diminuição dessas moedas-indexadores. As análises limitaram-se aos contratos obtidos que apresentem exposição à taxa de câmbio e índice de preços. 42.4.1.1. Depreciação dos índices - Empréstimos obtidos (em centavos e percentuais)

PASSIVOS FINANCEIROS Nota(Circulante / Não Circulante) ATÉ 1 ANO DE 1 A 2 ANOS DE 2 A 5 ANOS MAIS DE 5 ANOSMensurados ao Custo Amortizado 2.172.952 1.396.690 1.687.030 2.611.319 Fornecedores 19 553.696 - - - Financiamentos, empréstimos e debêntures 20 932.336 10.300 1.652.968 2.405.160 Folha de pagamento e obrigações estimadas 21 303.011 25.409 - - Outros passivos, contrato oneroso e convênios 383.909 1.360.981 34.062 206.159

Mensurados a valor justo por meio do resultado 291 39.594 - - Instrumentos Financeiros Derivativos 11 291 39.594 - -

PASSIVOS FINANCEIROS(Circulante / Não Circulante) ATÉ 1 ANO DE 1 A 2 ANOS DE 2 A 5 ANOS MAIS DE 5 ANOSMensurados ao Custo Amortizado 2.384.781 1.114.720 1.512.356 3.087.516 Fornecedores 19 547.870 168.867 - -

Financiamentos, empréstimos e debêntures 20 956.829 10.300 1.455.418 2.898.980 Folha de pagamento e obrigações estimadas 339.681 7.162 - - Outros passivos 540.401 928.391 56.938 188.536

Mensurados a valor justo por meio do resultado 332 43.685 - - Instrumentos Financeiros Derivativos 11 332 43.685 - -

31/12/2017

31/12/2016


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Moeda (Risco) Saldo $ mil Saldo R$ milProvável

2018Cenário I

(-25%)Cenário II

(-50%)Cenário III

(-25%)Cenário IV

(-50%)Dolar(R$/US$) 99.093 327.800 3,2600 2,445 1,630 242.283 161.522

IPCA - 1.602.769 3,73% 0,028 0,019 1.647.606 1.632.661 TJLP - 1.041.491 6,83% 0,051 0,034 1.094.841 1.077.058 SELIC - 3.260 6,67% 0,050 0,033 3.423 3.369 EURO(R$/€) - - 3,9100 2,933 1,955 - - IENE(R$/¥) 4.256.905 125.153 0,0290 0,022 0,015 92.588 61.725 TOTAL 3.100.473 3.080.741 2.936.335


2017Cenário I

(-25%)Cenário II

(-50%)Cenário III

(-25%)Cenário IV

(-50%)

Dolar(R$/US$) 112.185 365.611 3,4500 2,588 1,725 290.279 193.519


Contratos Obtidos - 2016 Indexador Saldo R$ mil



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42.4.1.2. Apreciação dos índices - Empréstimos obtidos (em centavos e percentuais)

42.4.2. Derivativos embutidos 42.4.2.1. Indexados ao preço do alumínio Foram realizadas análises de sensibilidade dos contratos de fornecimento de energia dos consumidores eletrointensivos Albras e BHP, por possuírem cláusula contratual referente ao prêmio por variação do preço do alumínio no mercado internacional (nota 42.3.3). Desta forma, foi sensibilizada para tais contratos híbridos uma variação sobre o preço do prêmio auferido, conforme tabela abaixo. Os componentes de volatilidade do prêmio basicamente são: preço do alumínio primário na LME, câmbio e CDI. Abaixo é possível verificar o impacto de cada cenário no resultado da Companhia. Para o cenário II (redução de 50%) o preço esperado para a tonelada de alumínio ofertada na LME fica abaixo do preço mínimo para aferição de prêmio contratual (US$ 1.450), logo o valor tende a zero, impactando na marcação a mercado do derivativo embutido. Quanto à variação obtida entre os cenários III e IV (aumento de 25% e 50%), a grande variação apresentada refere-se à aplicação dos referidos percentuais nos valores de câmbio, preço de alumínio e CDI. As análises de sensibilidade foram elaboradas como estabelece a Instrução CVM 475/2008, tendo como objetivo mensurar o impacto das mudanças nas variáveis de mercado sobre cada instrumento financeiro da Companhia. Trata-se, portanto, de projeções baseadas em avaliações de cenários macroeconômicos, não significando que as transações terão os valores apresentados no prazo de análise considerado.


2018Cenário I (+25%)

Cenário II(+50%)

Cenário III (+25%)

Cenário IV (+50%)

Dolar(R$/US$) 99.093 327.800 3,2600 4,075 4,890 403.804 484.565




Cenário II(+50%)

Cenário III (+25%)

Cenário IV (+50%)

Dolar(R$/US$) 112.185 365.611 3,4500 4,313 5,175 483.798 580.558





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42.4.2.2. Debêntures Foram realizadas análises de sensibilidade do contrato de debêntures, por possuírem cláusula contratual referente à possibilidade da conversão destas debêntures em ações da Companhia (nota 11.2). Na análise a seguir foram considerados cenários para a TJLP com os respectivos impactos nos resultados da Companhia. Para a análise de sensibilidade utilizou-se como cenário provável as previsões e/ou estimativas baseadas fundamentalmente em premissas macroeconômicas obtidas do Relatório FOCUS, divulgado pelo Banco Central. Foram realizadas análises de sensibilidade para a curva de pagamento do serviço da dívida contratada com o Fundo de Desenvolvimento da Amazônia (FDA), por possuírem cláusula contratual referente à opção de conversibilidade em 50% em ações da companhia na data da efetiva liquidação do papel. De acordo com o CPC 38, os contratos híbridos que tenham a eles associados elementos voláteis, sejam eles índices de preços e/ou commodities, devem ser marcados a mercado. Com isso, as demonstrações financeiras passam a refletir o valor justo da operação em cada data avaliada. Desta forma, foi sensibilizada para o contrato uma variação sobre a expectativa de realização da TJLP. Abaixo é possível verificar o impacto de cada cenário no resultado da Companhia.

As análises de sensibilidade foram elaboradas como estabelece a Instrução CVM 475/2008, tendo como objetivo mensurar o impacto das mudanças nas variáveis de mercado sobre cada instrumento financeiro da Companhia. Trata-se, portanto, de projeções baseadas em avaliações de cenários macroeconômicos, não significando que as transações terão os valores apresentados no prazo de análise considerado. 42.4.3 Aplicação financeira Foram realizadas análises de sensibilidade das aplicações financeiras em quatro diferentes cenários: dois com elevação da taxa Selic e dois com diminuição das moedas indexadoras. A taxa Selic foi utilizada como a melhor estimativa para a rentabilidade dos fundos em que a Companhia mantém suas aplicações.

Cenário I (-25%)

Cenário II(-50%)

Cenário III (+25%)

Cenário IV (+50%)

2017 426.231 74.242 - 928.181 1.095.362 2016 228.773 - - 686.496 886.555 2015 46.311 - - 400.552 603.139 2014 259.911 7.084 - 643.998 842.464

Cenário I (-25%)

Cenário II(-50%)

Cenário III (+25%)

Cenário IV (+50%)

2017 39.885 19.564 16.232 26.180 29.277 2016 44.017 37.488 30.774 50.122 55.673 2015 80.269 70.981 59.963 87.874 94.045 2014 72.203 67.176 61.846 76.875 81.165

Cenário considerando redução da Taxa Selic

Aplicações Saldo R$ mil Saldo R$ milProvável

2018Cenário I (-25%)

Cenário II(-50%)

Cenário I (-25%)

CenárioII(-50%)

TVM 793.378 846.296 6,67% 5,00% 3,34% 833.067 819.837

Aplic. Fin.Curto Prazo 2.995 3.194 6,67% 5,00% 3,34% 3.144 3.095 TOTAL 849.491 836.211 822.932

Indexador Saldo R$ mil


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42.5. Estimativa do Valor Justo Os saldos das contas a receber de clientes e contas a pagar aos fornecedores pelo valor contábil, menos a PCLD, encontram-se próximos de seus respectivos valores justos. O valor justo dos passivos financeiros, para fins de divulgação, é estimado mediante desconto dos fluxos de caixa contratuais futuros, pela taxa de juros vigente no mercado, que está disponível para a Companhia para instrumentos financeiros similares. A Companhia usa a seguinte hierarquia para determinar e divulgar o valor justo de instrumentos financeiros pela técnica de avaliação:

Os ativos e passivos financeiros registrados a valor justo foram classificados e divulgados de acordo com os níveis a seguir: Nível 1 – preços cotados (não ajustados) em mercados ativos, líquidos e visíveis para ativos e passivos idênticos que estão acessíveis na data de mensuração; Nível 2 – preços cotados (podendo ser ajustados ou não) para ativos ou passivos similares em mercados ativos, outras entradas não observáveis no nível 1, direta ou indiretamente, nos termos do ativo ou passivo, e Nível 3 – ativos e passivos cujos preços não existem ou que esses preços ou técnicas de avaliação são amparados por um mercado pequeno ou inexistente, não observável ou líquido. Nesse nível a estimativa do valor justo torna-se altamente subjetiva. O valor justo dos instrumentos financeiros negociados em mercados ativos (como títulos mantidos para negociação e disponíveis para venda) é baseado nos preços de mercado, cotados na data do balanço. Um mercado é visto como ativo se os preços cotados estiverem pronta e regularmente disponíveis a partir de uma bolsa, distribuidor, corretor, grupo de indústrias, serviço de precificação, ou agência reguladora, e aqueles preços representam transações de mercado reais e que ocorrem regularmente em bases puramente comerciais. O preço de mercado cotado, utilizado para os ativos financeiros mantidos pela Companhia, é o preço de concorrência atual. Esses instrumentos estão incluídos no Nível 1. Os instrumentos incluídos no Nível 1 compreendem, principalmente, os investimentos patrimoniais da FTSE 100, classificados como títulos para negociação ou disponíveis para venda.

Cenário considerando Elevação da Taxa Selic

Aplicações Saldo R$ mil Saldo R$ milProvável


Cenário II(+50%)

Cenário I (+25%)

Cenário II(+50%)

TVM 793.378 846.296 6,67% 8,34% 10,01% 859.526 872.755

Aplic. Fin.Curto Prazo 2.995 3.194 6,67% 8,34% 10,01% 3.244 3.294 TOTAL 849.491 862.770 876.050

Indexador Saldo R$ mil

Nota NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3 Total NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3 Total

ATIVOS FINANCEIROS Mensurados a valor justo por meio doresultado 793.465 426.231 - 1.219.696 277.086 228.773 - 505.859

Títulos e valores mobiliários 7 793.465 - - 793.465 277.086 - - 277.086 Instrumentos financeiros derivativos 11 - 426.231 - 426.231 - 228.773 - 228.773

PASSIVOS FINANCEIROS Mensurados a valor justo por meio doresultado - 39.885 - 39.885 - 44.017 - 44.017

Instrumentos financeiros derivativos 11 - 39.885 - 39.885 - 44.017 - 44.017

(Circulante / Não circulante) 31/12/2017 31/12/2016


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O valor justo dos instrumentos financeiros que não são negociados em mercados ativos (por exemplo, derivativos de balcão) é determinado mediante o uso de técnicas de avaliação. Essas técnicas de avaliação maximizam o uso dos dados adotados pelo mercado onde está disponível e confia o menos possível nas estimativas específicas da entidade. Se todas as informações relevantes exigidas para o valor justo de um instrumento forem adotadas pelo mercado, o instrumento estará incluído no nível 2. Se uma ou mais informações relevantes não estiverem baseadas em dados adotados pelo mercado, o instrumento estará incluído no nível 3. Técnicas de avaliação específicas utilizadas para valorar os instrumentos financeiros incluem: Preços de mercado cotados ou cotações de instituições financeiras ou corretoras para instrumentos

similares. O valor justo de swaps de taxa de juros é calculado pelo valor presente dos fluxos de caixa futuros

estimados com base nas curvas de rendimento adotadas pelo mercado. O valor justo dos contratos de câmbio futuros é determinado com base nas taxas de câmbio futuras

estimadas na data do balanço, com o valor resultante descontado ao valor presente. Outras técnicas, como a análise de fluxos de caixa descontados, são utilizadas para determinar o valor

justo para os instrumentos financeiros remanescentes. NOTA 43 – SEGUROS Para proteção do seu patrimônio, a Companhia administra por meio da contratação de seguros os riscos que, na eventualidade de ocorrência, possam acarretar prejuízos que impactem significativamente o seu patrimônio, bem como os riscos sujeitos ao seguro obrigatório, seja por disposições legais ou contratuais. A importância segurada apresenta um valor global de R$ 6.387.275 (2016 - R$ 5.188.978).

43.1. Seguro de risco de engenharia - modalidade funcionamento operacional Cobertura de seguros aplicada para danos materiais, quebra de máquinas, danos elétricos e defeitos mecânicos para os equipamentos em funcionamento operacional nas usinas hidroelétricas, termelétricas e subestações de propriedade da Companhia. 43.2. Seguro de incêndio, raio e explosão

Risco Seguradora Importância

Segurada Prêmio Período de vigência

Risco Operacional Aliança do Brasil Seguros S/A. 4.310.692 24.560 26/12/2017 à 26/12/2018

Incêndio Bens Móveis - Sede Mapfre Seguros Gerais S/A 68.502 7 09/12/2017 à 09/12/2018Incêndio Bens Móveis - Regionais Mapfre Seguros Gerais S/A 106.414 16 04/05/2017 à 04/05/2018Seguro de Vida em Grupo Zurich Minas Brasil S/A 1.353.517 8.354 30/04/2017 à 30/04/2018

Responsabilidade Civil Tókio Marine Seguradora S/A 100.000 390 08/01/2018 à 08/01/2019

Seguro de Responsabilidade Civil para os Conselheiros, Diretores, Administradores e/ou Gestores da Eletronorte (Seguro de D&O)

Fator 100.000 609 11/10/2017 à 11/10/2018

Seguro Garantia Judicial Austral Seguradora S/A 300.000 14.790 29/05/2017 à 29/05/2018

Seguro Transporte Nacional Tokio Marine Seguradora S/A 30.000 58 06/04/2017 à 06/04/2018

Seguro Fiel Cumprimento (Lote N) Tokio Marine Seguradora S/A 18.150 492 29/04/2017 à 30/06/2018

TOTAL 6.387.275 49.276


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Cobertura de seguros aplicada contra Incêndio, raio e explosão para os prédios e conteúdos do edifício sede em Brasília, escritório da Companhia em São Paulo, e a todos os bens móveis e imóveis, utensílios e instalações dos escritórios, unidades de apoio e Unidades Descentralizadas de propriedade ou sob responsabilidade da Companhia. 43.3. Seguro de responsabilidade civil geral Cobertura de seguros aplicada para danos corporais, danos materiais e prejuízos causados a terceiros, danos morais e poluição e/ou contaminação ambiental, súbita e acidental de responsabilidade da Companhia. NOTA 44 - REMUNERAÇÃO DE EMPREGADOS E DIRIGENTES Em atendimento a Resolução nº 3, de 31 de dezembro de 2010, do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, apresentamos a seguir a maior e menor remuneração pagas a empregados e dirigentes, tomando-se por base o mês de dezembro de 2017 e de 2016. O salário base de empregados não considera o honorário de diretor empregado. A gratificação de função considera os valores referentes à incorporação de função.

MAIOR REMUNERAÇÃO

MENOR REMUNERAÇÃO

MAIOR REMUNERAÇÃO

MENOR REMUNERAÇÃO

Diretores (administradores) 39.665,54 37.776,99 39.665,54 37.776,99 Empregados Salário Base 37.776,99 3.815,48 33.930,27 3.383,19 Produtividade 50/88 1.478,00 135,33 1.478,00 135,33 Gratificação de função 22.002,56 248,05 22.002,56 248,05 Irredutibilidade Salarial 4.377,00 1,77 4.377,00 1,77 Gratificação por tempo de serviço 16.935,48 101,50 16.935,48 101,50

82.570,03 4.302,13 78.723,31 3.869,84

Valores em (R$) SALÁRIO

MÉDIO

REMUNERAÇÃO

MÉDIA

SALÁRIO MÉDIO

REMUNERAÇÃO MÉDIA

Empregados 11.129,08 17.367,62 11.058,58 17.503,38

Valores em (R$)

2017 2016


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NOTA 45 – EVENTOS SUBSEQUENTES 45.1. 170ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas Em 09 de fevereiro de 2018, foi realizada a 170ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas, onde foi aprovada a venda das distribuidoras federalizadas pertencentes à Controladora. Entre as distribuidoras está a venda da CERON, na qual a Companhia possui créditos a receber de valor significativo. 45.2. Exercício do Direito de Preferência/Direito de Venda Conjunta para Alienação de Ações Em 13 de dezembro de 2017 a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. teve seus ativos de transmissão leiloados como parte do processo de sua recuperação judicial iniciada em 29 de janeiro de 2016. Considerando que a Companhia (49%) é acionista da Norte Brasil Transmissora juntamente com a Abengoa Concessões Brasil Holding (51%), e o Acordo de Acionista da Norte Brasil Transmissora prevê direito de preferência no caso de alienação de ações, a Companhia foi notificada para manifestar-se sobre o exercício do Direito de Preferência/Direito de Venda Conjunta para alienação das ações. Em 19 de janeiro de 2018, o Conselho de Administração da Companhia deliberou não adquirir das ações da Abengoa Concessões pertencentes a Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 45.3. Aprovação de nova participação acionária em investida Em fevereiro de 2018 a Diretoria Executiva aprovou e encaminhou para apreciação do Conselho de Administração da Companhia o novo valor de participação no equity da investida Norte Energia S.A., correspondente R$ 2.550.647, dos quais já foram aportados R$ 2.489.108.


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Os Diretores da Companhia declaram que examinaram, discutiram e revisaram todas as informações contidas nestas demonstrações financeiras. Brasília – DF, 14 de maio de 2018. ______________________________________ VILMOS GRUNVALD Diretor Presidente _________________________ _______________________________ ANTONIO M. A. BARRA ROBERTO PARUCKER Diretor Econômico-Financeiro Diretor de Engenharia __________________________________________ WILSON FERNANDES DE PAULA Diretor de Comercialização e Regulação __________________________________ __________________________ ASTROGILDO FRAGUGLIA QUENTAL WILLAMY MOREIRA FROTA Diretor de Gestão Corporativa Diretor de Operação

______________________________________ ALEXANDR LIRA DA ROCHA Contador - CRC-DF-018622/O-0

Superintendente de Contabilidade FCO

DECLARAÇÃO DOS DIRETORES DA COMPANHIA

SUPERINTENDÊNCIA DE CONTABILIDADE

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